способ обнаружения колебаний давления в пласте и система для его осуществления, способ анализа колебаний давления флюида внутри пласта

Формула изобретения

1. Способ обнаружения колебаний давления в пласте, доступном с помощью скважины, во время выполнения операции отбора проб, при этом способ содержит:

расположение инструмента внутри скважины;

расположение первого зонда инструмента в первом местоположении;

расположение второго зонда инструмента во втором местоположении, удаленном от первого местоположения, для получения данных давления; при этом данные давления получают вторым зондом во втором местоположении, удаленном от первого местоположения, при закрытом изоляционном клапане, соединяющем второй зонд с проходным трубопроводом инструмента;

выполнение операции отбора проб с помощью первого зонда, которое содержит выполнение анализа флюида в скважине;

обнаружение наличия первой фазы флюида внутри инструмента;

обнаружение колебания давления внутри пласта с помощью второго зонда и

идентификацию второй фазы флюида на основании обнаружения колебания давления.

2. Способ по п.1, в котором вторую фазу флюида идентифицируют в качестве газа, когда первая фаза флюида является нефтью.

3. Способ по п.1, в котором вторую фазу флюида идентифицируют в качестве нефти, когда первая фаза флюида является водой.

4. Способ по п.1, в котором вторую фазу флюида идентифицируют в качестве воды, когда первая фаза флюида является нефтью.

5. Способ по п.1, в котором вторую фазу флюида идентифицируют в качестве ретроградной росы, когда первая фаза флюида является конденсатом.

6. Способ по п.1, в котором вторую фазу флюида идентифицируют в качестве осадка асфальтена.

7. Способ по п.1, дополнительно содержащий выполнение ответной операции, когда идентифицирована вторая фаза флюида.

8. Способ по п.7, в котором ответная операция включает выбор нового местоположения для позиционирования инструмента.

9. Способ по п.7, в котором ответная операция включает уменьшение перепада давления для минимизации эволюции фазы, когда первая фаза флюида является нефтью.

10. Способ по п.7, в котором ответная операция включает откачивание флюида до обнаружения нефти в качестве второй фазы флюида, когда первая фаза флюида является водой.

11. Система для обнаружения колебаний давления в пласте, доступном с помощью скважины, при этом система содержит:

инструмент, включающий:

корпус,

первый зонд, соединенный с корпусом в первом положении, при этом первый зонд предназначен для выполнения операции отбора проб, и

второй зонд, соединенный с корпусом во втором положении, удаленном от первого зонда, при этом второй зонд предназначен для получения данных давления, при этом данные давления получают вторым зондом во втором местоположении, удаленном от первого местоположения, при закрытом изоляционном клапане, соединяющем второй зонд с проходным трубопроводом инструмента;

модуль анализа флюида в скважине для выполнения операции анализа флюида в скважине,

трос, соединенный с корпусом инструмента для удержания инструмента в скважине,

контроллер, соединенный с первым зондом и вторым зондом, выполненный с возможностью управления операцией отбора проб, посредством первого зонда для анализа первой фазы флюида, при этом контроллер дополнительно предназначен для управления обнаружением колебания давления внутри пласта с помощью второго зонда, и предназначен для анализа, может ли присутствовать вторая фаза флюида на основе обнаружения колебания давления.

12. Система по п.11, в которой контроллер предназначен для идентификации второй фазы флюида в качестве газа, когда первая фаза флюида является нефтью.

13. Система по п.11, в которой контроллер предназначен для идентификации второй фазы флюида в качестве нефти, когда первая фаза флюида является водой.

14. Система по п.11, в которой контроллер предназначен для идентификации второй фазы флюида в качестве воды, когда первая фаза флюида является нефтью.

15. Система по п.11, в которой контроллер предназначен для идентификации второй фазы флюида в качестве ретроградной росы, когда первая фаза флюида является конденсатом.

16. Система по п.11, в которой контроллер предназначен для идентификации второй фазы флюида в качестве осадка асфальтена.

17. Система по п.11, в которой система предназначена для выполнения ответной операции, когда идентифицирована вторая фаза флюида.

18. Система по п.17, в которой ответная операция включает выбор нового местоположения для позиционирования инструмента.

19. Система по п.17, в которой ответная операция включает уменьшение перепада давления для минимизации эволюции фазы, когда первая фаза флюида является нефтью.

20. Система по п.17, в которой ответная операция включает откачивание флюида до обнаружения нефти в качестве второй фазы флюида, когда первая фаза флюида является водой.

21. Система по п.11, в которой инструмент дополнительно включает двойной пакерный модуль для закрепления инструмента на месте внутри скважины.

22. Способ анализа колебаний давления флюида внутри пласта через скважину, при этом способ содержит:

анализ первой фазы флюида, полученного из пласта с помощью первого зонда в первом местоположении внутри скважины;

обнаружение изменений давления внутри пласта с помощью второго зонда, при этом данные давления получают вторым зондом во втором местоположении, удаленном от первого местоположения, при закрытом изоляционном клапане, соединяющем второй зонд с проходным трубопроводом системы; и

идентификацию, имеет ли флюид внутри пласта вторую фазу, на основании изменений давления, обнаруженных с помощью второго зонда.

23. Способ по п.22, в котором вторую фазу флюида идентифицируют в качестве газа, когда первая фаза флюида является нефтью.

24. Способ по п.22, в котором вторую фазу флюида идентифицируют в качестве нефти, когда первая фаза флюида является водой.

25. Способ по п.22, в котором вторую фазу флюида идентифицируют в качестве воды, когда первая фаза флюида является нефтью.

26. Способ по п.22, в котором вторую фазу флюида идентифицируют в качестве ретроградной росы, когда первая фаза флюида является конденсатом.

27. Способ по п.22, в котором вторую фазу флюида идентифицируют в качестве осадка асфальтена.

28. Способ по п.22, дополнительно содержащий выполнение ответной операции, когда идентифицирована вторая фаза флюида.

29. Способ по п.28, в котором ответная операция включает выбор нового местоположения для позиционирования инструмента.

30. Способ по п.28, в котором ответная операция включает уменьшение перепада давления для минимизации эволюции фазы, когда первая фаза флюида является нефтью.

31. Способ по п.28, в котором ответная операция включает откачивание флюида до обнаружения нефти в качестве второй фазы флюида, когда первая фаза флюида является водой.

Описание изобретения к патенту

Область техники, к которой относится изобретение

Данное изобретение в основном относится к скважинным инструментам и способам, используемым для получения проб флюида и, в частности, к системе и способу для обнаружения колебаний давления в пласте во время выполнения операции, такой как операция по отбору проб.

Уровень техники

Скважинные инструменты используются для получения проб флюида пласта. В некоторых устройства, из известного уровня техники, флюиды анализируют посредством пропускания их через модуль анализа флюидов инструмента. Параметры флюида, такие как проницаемость флюида через пласт, а также давление, объем, температура и кислотность флюида, можно измерять с помощью такого устройства.

Такой скважинный инструмент может включать несколько модулей, включая, но не ограничиваясь этим, модуль зондов, гидравлический модуль, модуль анализа флюида, насосный модуль, модуль управления потоком, один или несколько модулей для вмещения проб и модуль электропитания. Инструмент обычно подвешивают на трос и опускают в скважину. В некоторых вариантах осуществления инструмент может включать пару моделей с пакерами, установленные на инструменте для изоляции и позиционирования зонда или любого другого модуля в заданном месте в скважине. Флюид, извлекаемый из инструмента, можно подавать в модуль анализа флюида для последующего анализа. В данном случае «скважина» обозначает любую, в основном трубчатую, структуру или открытое отверстие, в которое можно опускать устройство или инструмент и закреплять с помощью анкера или другого устройства внутри канала трубчатой структуры или открытого отверстия. Понятие «скважина» будет включать структуру, предназначенную для разведки нефти, и также включать структуры, не предназначенные для разведки нефти, такие как трубопровод, используемый для транспортировки флюида.

В таких инструментах можно применять модули зондов, имеющие два зонда. За счет предусмотрения двух зондов с помощью двух модулей с одним зондом или модуля с двумя зондами можно наблюдать за связью давлений между прилегающими пластами во время испытания скважины на интерференцию. Кроме того, эта конфигурация может обеспечивать проверку на месте качества измерительного устройства и избыточность в сложных условиях.

Сущность изобретения

Согласно одному аспекту данного изобретения, предлагается способ для обнаружения колебаний давления в пласте, доступном с помощью скважины, во время выполнения операции. Этот способ содержит: расположение инструмента внутри скважины; расположение первого зонда инструмента в первом местоположении; расположение второго зонда инструмента во втором местоположении, удаленном от первого местоположения, для получения данных давления; выполнение операции с помощью первого зонда; обнаружение наличия однофазного флюида внутри инструмента; обнаружение колебания давления внутри пласта с помощью второго зонда; и идентификацию второй фазы флюида на основании обнаружения колебания давления.

Варианты осуществления способа могут дополнительно включать идентификацию второй фазы флюида в качестве газа, когда первая фаза флюида является нефтью, в качестве нефти, когда первая фаза флюида является водой, в качестве воды, когда первая фаза флюида является нефтью, в качестве ретроградной росы, когда первая фаза флюида является конденсатом, или в качестве осадка асфальтена. Способ может дополнительно содержать выполнение ответной операции, когда идентифицирована вторая фаза флюида. Ответная операция может включать выбор нового местоположения для позиционирования инструмента, или же, когда первая фаза флюида является нефтью, уменьшение перепада давления для минимизации эволюции фазы, или когда первая фаза флюида является водой, откачивание флюида до обнаружения нефти в качестве второй фазы флюида. Выполнение операции с помощью первого зонда может содержать выполнение анализа флюида в скважине.

Согласно другому аспекту данного изобретения, предлагается система для обнаружения колебаний давления в пласте, доступном с помощью скважины. Система содержит инструмент, включающий корпус, первый зонд, соединенный с корпусом в первом положении, при этом первый зонд предназначен для выполнения операции, и второй зонд, соединенный с корпусом во втором положении, удаленном от первого зонда, при этом зонд предназначен для получения данных давления. Трос соединен с корпусом для удерживания инструмента в скважине. Система дополнительно содержит контроллер, соединенный с первым зондом и вторым зондом. Контроллер предназначен для управления работой первого зонда для анализа первой фазы флюида. Дополнительно к этому, контроллер предназначен для управления обнаружением колебания давления внутри пласта с помощью второго зонда и предназначен для анализа, может ли присутствовать вторая фаза флюида на основе обнаружения колебания давления.

Варианты осуществления системы могут включать выполнение контроллера для идентификации второй фазы флюида в качестве газа, когда первая фаза флюида является нефтью, для идентификации второй фазы флюида в качестве нефти, когда первая фаза флюида является водой, для идентификации второй фазы флюида в качестве воды, когда первая фаза флюида является нефтью, для идентификации второй фазы флюида в качестве ретроградной росы, когда первая фаза флюида является конденсатом, или для идентификации второй фазы флюида в качестве осадка асфальтена. Система может быть предназначена для выполнения ответной операции, когда идентифицирована вторая фаза флюида. Ответная операция может включать выбор нового местоположения для позиционирования инструмента, или же, когда первая фаза флюида является нефтью, уменьшение перепада давления для минимизации эволюции фазы, или же, когда первая фаза флюида является водой, откачивание флюида до обнаружения нефти в качестве второй фазы флюида. Инструмент может дополнительно включать модуль анализа флюида в скважине для выполнения операции анализа флюида в скважине, и двойной пакерный модуль для закрепления инструмента на месте внутри скважины.

Согласно еще одному аспекту данного изобретения, предлагается способ анализа колебаний давления флюида внутри пласта через скважину. Способ содержит: анализ первой фазы флюида, полученного из пласта с помощью первого зонда в первом местоположении внутри скважины; обнаружение изменений давления внутри пласта с помощью второго зонда во втором местоположении, отличном от первого местоположения, внутри скважины; и идентификацию, имеет ли флюид внутри пласта вторую фазу, на основании изменений давления, обнаруженных с помощью второго зонда.

Варианты осуществления способа могут дополнительно включать идентификацию второй фазы флюида в качестве газа, когда первая фаза флюида является нефтью, второй фазы флюида в качестве нефти, когда первая фаза флюида является водой, второй фазы флюида в качестве воды, когда первая фаза флюида является нефтью, второй фазы флюида в качестве ретроградной росы, когда первая фаза флюида является конденсатом, или в качестве осадка асфальтена. Способ может дополнительно содержать выполнение ответной операции, когда идентифицирована вторая фаза флюида. Ответная операция может включать выбор нового местоположения для позиционирования инструмента, или же, когда первая фаза флюида является нефтью, уменьшение перепада давления для минимизации эволюции фазы, или когда первая фаза флюида является водой, откачивание флюида до обнаружения нефти в качестве второй фазы флюида. Выполнение операции с помощью первого зонда может содержать выполнение анализа флюида в скважине.

Согласно другому аспекту данного изобретения, предлагается система анализа колебаний давления флюида в пласте через скважину. Система содержит контроллер, предназначенный для приема данных из первой пробы, расположенной внутри скважины, и для анализа первой фазы флюида, образцы которой отобраны с помощью первого зонда. Контроллер дополнительно предназначен для приема данных из второго зонда, расположенного на расстоянии от первого зонда внутри скважины, для определения, имеет ли флюид в пласте вторую фазу, на основе изменений давления, обнаруженных с помощью второго зонда.

Варианты выполнения системы могут включать выполнение контроллера для идентификации второй фазы флюида в качестве газа, когда первая фаза флюида является нефтью, для идентификации второй фазы флюида в качестве нефти, когда первая фаза флюида является водой, для идентификации второй фазы флюида в качестве воды, когда первая фаза флюида является нефтью, для идентификации второй фазы флюида в качестве ретроградной росы, когда первая фаза флюида является конденсатом, или для идентификации второй фазы флюида в качестве осадка асфальтена. Система может быть предназначена для выполнения ответной операции, когда идентифицирована вторая фаза флюида. Ответная операция может включать выбор нового местоположения для позиционирования инструмента, или когда первая фаза флюида является нефтью, уменьшение перепада давления для минимизации эволюции фазы, или когда первая фаза флюида является водой, откачивание флюида до обнаружения нефти в качестве второй фазы флюида. Инструмент может дополнительно включать модуль анализа флюида в скважине для выполнения операции анализа флюида в скважине, и двойной пакерный модуль для закрепления инструмента на месте внутри скважины.

Краткое описание чертежей

Прилагаемые чертежи выполнены без соблюдения масштаба. На чертежах каждый идентичный или почти идентичный компонент, который показан на различных чертежах, обозначен аналогичной позицией. Для ясности не каждый компонент обозначен на каждой фигуре. На чертежах представлено:

фиг.1А-1D - схематичное представление инструмента для отбора проб, используемых для выполнения вариантов выполнения данного изобретения;

фиг.2 - перспективный вид модуля с одним зондом и модуля с двумя зондами одной или нескольких конфигураций инструмента для отбора проб, показанных на фиг.1А-1D;

фиг.3 - перспективный вид многокамерного модуля для проб, имеющего множество отдельных камер или контейнеров, для одной или нескольких конфигураций инструмента для отбора проб, показанных на фиг.1А-1D;

фиг.4 - перспективный вид модуля с двойным пакером одной или нескольких конфигураций инструмента для отбора проб, показанных на фиг.1А-1D;

фиг.5 - схематичное представление модуля оперативного анализа флюида одной или нескольких конфигураций инструмента для отбора проб, показанных на фиг.1А-1D;

фиг.6 - схематичное представление модуля анализа состава флюида одной или нескольких конфигураций инструмента для отбора проб, показанных на фиг.1А-1D;

фиг.7 - схематичное представление конфигурации инструмента для отбора проб, используемое для выполнения вариантов выполнения данного изобретения;

фиг.8 - схематичное представление модуля с одним зондом и модуль с двумя зондами альтернативного варианта осуществления конфигурации инструмента для отбора проб, показанной на фиг.7, при этом модуль с двумя зондами показан в увеличенном масштабе;

фиг.9 - блок-схема способа, согласно варианту выполнения данного изобретения; и

фиг.10 - график зависимости давления от времени в модуле наблюдательного зонда инструмента для отбора проб.

Подробное описание изобретения

Изобретение не ограничено в своем применении деталями конструкции и расположением компонентов, указанных в последующем описании, или изображенных на чертежах. Возможны другие практические варианты выполнения изобретения или другие пути реализации. Кроме того, используемая здесь терминология используется в целях описания и не должна рассматриваться как ограничивающее изобретение. Используемые понятия «включает», «содержит», или «имеет» и их вариации предназначены для охвата перечисленных следующих элементов и их эквивалентов, а также дополнительных элементов.

Как указывалось выше, инструмент, используемый для измерений с целью анализа флюида, согласно различным вариантам осуществления данного изобретения, предпочтительно имеет модульную конструкцию, т.е. содержит различные модули, такие как модуль с зондами, насосный модуль, модуль управления потоком и т.п., хотя и единый инструмент входит, естественно, в объем изобретения. В одном варианте осуществления инструмент является скважинным инструментом, который можно опускать в скважину с помощью троса с целью проведения испытаний свойств пласта. Соединения троса с инструментом, а также соединения электропитания и соединения, относящиеся к электронной связи, в целом не изображены для ясности, но являются частью инструмента. Линии электропитания и связи проходят в целом по длине инструмента. Компоненты электропитания и связи, а также контроллер, который предусмотрен для управления работой инструмента, известны для специалистов в данной области техники. Управляющее оборудование обычно установлено в самом верхнем конце инструмента вблизи соединения троса с инструментом, при этом электрические линии и линии связи проходят через инструмент к различным компонентам.

В некоторых вариантах осуществления инструмент реализован тестером MDT (модульный тестер динамических характеристик пласта), предлагаемым фирмой Schlumberger of Houston, Texas. Инструмент этого типа предназначен для обеспечения быстрых и точных измерений давления и высококачественного отбора проб и анализа PTV (давления, объема и температуры). Согласно определенным вариантам осуществления, этот инструмент может быть предназначен также для измерения анизотропии проницаемости флюида в пласте. Одним аспектом инструмента является то, что он имеет модульную конструкцию и поэтому может быть приспособлен для выполнения определенных операций, в зависимости от предполагаемого использования.

На фиг.1А-1D показаны четыре примера инструментов, имеющих каждый различную конфигурацию. Ниже приводится описание каждого инструмента вместе с компонентами модулей, со ссылками на эти чертежи.

А именно, на фиг.1А показан инструмент, обозначенный в целом позицией 10, имеющий электронный модуль 12 электропитания, модуль 14 гидравлического питания, первый и второй модули с одним зондом, каждый из которых обозначен позицией 16, и несколько модулей с контейнерами для проб, каждый из которых обозначен позицией 18. Такая компоновка инструмента 10 является типичной конфигурацией, которая используется первично для получения измерений давления и данных проходимости проб.

В одном варианте выполнения электронный модуль 12 электропитания может включать силовой блок (не изображен), который преобразует мощность переменного тока с поверхности скважины для обеспечения мощности постоянного тока для всех модулей инструмента. Модуль 14 гидравлического питания может включать электродвигатель (не изображен) и, по меньшей мере, один гидравлический насос (не изображен) для обеспечения гидравлического питания для установки и отвода зондов модулей 16 с одним зондом (или зондов модуля с двумя зондами, как будет подробно описано ниже). Модуль 14 гидравлического питания может дополнительно включать аккумулятор (не изображен), который обеспечивает автоматический отвод зондов модулей 16 с одним зондом и предотвращения ситуации застревания инструмента в случае отказа электропитания.

Как дополнительно показано на фиг.2, модуль 16 с одним зондом в одном варианте осуществления включает узел 20 зонда, имеющий зонд вертикальной проницаемости (не обозначен позицией), а также связанные с ним датчики давления, датчики сопротивления и температуры флюида, и камеру предварительного тестирования, которая специально не показана и не обозначена на фиг.2. Модуль 16 с одним зондом может дополнительно включать тензометр (не изображен) и точный быстродействующий датчик высокого разрешения (не изображен). Объемом, расходом и перепадом давления этой камеры можно управлять с поверхности для регулирования любой ситуации испытаний, особенно в плотных пластах.

В других вариантах осуществления, как показано на фиг.2, можно использовать модуль 22 с двумя зондами. Модуль 22 может содержать два узла 24, 26 с зондами, установленные спина к спине со сдвигом на 180° на одном блоке. В некоторых вариантах выполнения один зонд (например, узел 24 зонда) модуля 22 с двумя зондами может быть выполнен в виде заглубляемого зонда, а другой зонд (например, узел 26 зонда) может быть выполнен в виде горизонтально проникающего зонда, как известно из уровня техники. Как показано на фиг.2, в комбинации с модулем 16 с одним зондом, модуль 16 и модуль 22 с двумя зондами образуют систему с несколькими зондами, способную определять горизонтальную и вертикальную проницаемость флюидов в пласте. В частности, во время типичного испытания с помощью модуля 22 с двумя зондами, флюиды пласта отводятся через заглубляемый зонд (например, узел 24 зонда) в камеру предварительного испытания объемом 1 литр в модуле управления потоком (не изображен). Инструмент измеряет давление в модуле с двумя зондами в соединении с давлением, измеренным в вертикальном зонде (например, узле 20 зонда) модуля 16 с одним зондом, для измерения давления в обоих зондах. В одном варианте осуществления эти измерения можно использовать для определения анизотропии проницаемости вблизи скважины. Как указывалось выше, за счет обеспечения двух зондов, можно наблюдать связь давления между двумя зондами внутри пласта во время испытания на интерференцию потока флюида внутри пласта. Кроме того, эта конфигурация зондов может обеспечивать проверку на месте качества измерительного устройства и для избыточности измерения в сложных условиях. Однако, как будет пояснено ниже, имеется другое преимущество, обеспечиваемое этим вариантом осуществления изобретения с этой конфигурацией для проведения анализа флюида с помощью двух зондов, либо с помощью двух модулей 16 с одним зондом, расположенных на расстоянии друг от друга, либо с помощью модуля 22 с двумя зондами, имеющими расположенные на расстоянии друг от друга узлы зондов.

Как показано на фиг.1А, в одном варианте осуществления модуль 18 с контейнерами для проб включает единственный контейнер (не изображен), который может иметь три размера: 1 галлон, 2,75 галлона и 6 галлонов. Верхний блок (не изображен) каждой камеры может включать три дроссельных клапана (не изображены), которые могут работать в полностью открытом, полностью закрытом или в дроссельном состоянии. В конфигурации с камерой емкостью 6 галлонов, камеру можно увеличивать с шагом 6 галлонов для использования в качестве сливных камер для дополнения других модулей с камерой емкостью 6 галлонов.

В другом варианте осуществления, как показано на фиг.3, модуль 18 с контейнерами для проб содержит шесть камер объемом по 450 кубических сантиметров, каждая из которых обозначена позицией 28, которые предназначены для размещения высококачественных проб для анализа. Эта система обеспечивает шесть проб, которые можно отбирать во время одного развертывания инструмента 10. Шесть камер 28 могут быть выполнены в виде шести бутылок для проб, которые можно легко прикреплять к инструменту 10 и отсоединять от него для транспортировки в лабораторию для испытания. Бутылки выполнены с возможностью выполнения требований транспортировки, находящихся под давлением сосудов, что исключает необходимость переноса на буровую площадку.

В еще одном варианте осуществления модуль 18 с контейнерами для проб может содержать камеру для множества проб одной фазы (не изображена) для сбора проб однофазного флюида после сжатия проб после их извлечения из условий пласта. В камере для множества проб можно повышать давление с помощью камеры с азотом, предназначенной для приложения давления с помощью, по меньшей мере, одного поршня, предусмотренного в модуле. Система выполнена так, что сжатый азот действует на одну сторону поршня для оказания давления на пробу флюида. Эта система может также компенсировать вызванное температурой падение давления при возвращении проб на поверхность.

Поскольку можно комбинировать несколько модулей 18 с контейнерами для проб, то полное число таких модулей обычно ограничивается прочностью троса 30, удерживающего инструмент 10, и условиями скважины. Для инструментов, имеющих несколько модулей 18 с контейнерами для проб, а также для сильно отклоняющихся или горизонтальных скважин, инструмент 10 может быть оснащен выносливой системой для тяжелых инструментов.

На фиг.1В показан инструмент, обозначенный в целом позицией 32, согласно другому варианту осуществления, который включает электронный модуль 12 электропитания, модуль 14 гидравлического питания, первый модуль 16 с одним зондом, второй модуль 16 с одним зондом, модуль 22 с двумя зондами, модуль 34 управления потоком и несколько модулей 18 с контейнерами для проб. Эта конфигурация инструмента особенно пригодна для проведения испытаний на вертикальную интерференцию с помощью нескольких зондов. В инструменте 32 все модули, за исключением модуля 34 управления потоком, идентичны или аналогичны соответствующим модулям, описание которых приведено выше применительно к инструменту 10, показанному на фиг.1А. В одном варианте выполнения этот модуль 34 управления потоком включает камеру предварительного испытания емкостью 1 литр (не изображена), где можно точно измерять скорость потока и управлять потоком. Модуль 34 управления потоком можно также использовать во время отбора проб, который требует выполнение управления скоростью потока. Модуль 34 управления потоком может быть выполнен с возможностью создания импульса давления в пласте с флюидом, который является достаточно большим для измерения несколькими зондами.

На фиг.1С показан инструмент, обозначенный в целом позицией 36, включающий электронный модуль 12 электропитания, насосный модуль 38, модуль 14 гидравлического питания, модуль 16 с одним зондом, двойной пакерный модуль 40, модуль 34 управления потоком и несколько модулей 18 с контейнерами для проб. Эта конфигурация инструмента 36 особенно пригодна для испытаний на вертикальную интерференцию. В инструменте 36 все модули, за исключением насосного модуля 38 и двойного пакерного модуля 40, идентичны или аналогичны соответствующим модулям для инструментов 10, 32, показанных на фиг.1А и 1В.

Насосный модуль 38 можно использовать для откачивания нежелательного флюида (например, фильтрата буровой жидкости, полученной из пласта) в скважину, так чтобы затем можно было отбирать представительные пробы пласта. Насосный модуль 38 можно также использовать для откачивания флюида из скважины в нагнетательный трубопровод для накачивания двойного пакерного модуля 40, подробное описание которого будет приведено ниже. Кроме того, насосный модуль 38 может быть предназначен для перекачивания внутри инструмента 36, например, из камеры 18 для проб в двойной пакерный модуль 40.

Показанный на фиг.4 двойной пакерный модуль 40 может быть выполнен с возможностью использования двух или нескольких надувных пакеров, каждый из которых обозначен позицией 42, который можно надувать для сцепления со стенкой скважины для фиксации инструмента 36 внутри скважины с изоляцией от трех до одиннадцати футов пласта. Эта конфигурация позволяет инструменту 36 иметь доступ к пласту в зоне стенки, которая больше зоны стандартного зонда, что позволяет отбирать флюиды с более высокой скоростью без опускания ниже предела «скорости начала кипения». Эта конфигурация позволяет также проводить оценку проницаемости с радиусом исследования в диапазоне десятков футов. Двойной пакерный модуль 40 обеспечивает также выполнение измерений давления и отбор проб флюида в сложных условиях, таких как плотные, тесные, растресканные и/или рыхлые пласты, а также в обсаженных скважинах после операции перфорирования. Дополнительно к этому, двойной пакерный модуль 40 можно использовать для испытания на месте напряжений и минитрещин.

На фиг.1D показан инструмент, обозначенный в целом позицией 44, который включает электронный модуль 12 электропитания, несколько модулей 18 с контейнерами для проб, включая, по меньшей мере, один указанный выше модуль с множеством контейнеров, насосный модуль 38, линейный модуль 46 анализа флюида, модуль 14 гидравлического питания и модуль 16 с одним зондом. Эта конфигурация инструмента особенно пригодна для получения и качественного анализа проб флюида. А именно, пробы флюида пласта обычно оцениваются в лаборатории посредством измерения их физических и химических свойств. Точное определение этих свойств является критичным не только для характеристики и разработки определенного пласта, но также для конструирования инфраструктуры для эксплуатации пласта. Ошибки в этих измерениях могут иметь значительные последствия, даже при относительно низких уровнях подмешанных загрязнений. Для получения представительной пробы флюида скважины, необходимо удалить нежелательные буровые флюиды, которые входят в пласт, посредством извлечения флюида, пока уровень загрязнения не достигнет допустимого значения. В этой точке можно отбирать пробу флюида. В одном варианте осуществления пробы флюида могут подаваться в модуль с контейнерами для проб.

Показанный на фиг.5 модуль 46 оперативного анализа флюида способен анализировать пробы флюида в реальном времени. В некоторых вариантах осуществления модуль 46 оперативного анализа флюида измеряет оптические свойства флюида в проточном трубопроводе инструмента. Модуль 46 оперативного анализа флюида может быть выполнен с возможностью использования первого датчика 48, представляющего собой абсорбционный спектрометр, который использует видимый или ближний инфракрасный свет для определения количества флюидов пласта и буровой жидкости в проточном трубопроводе. Свет излучается через текучую среду при ее прохождении у спектрометра. Количество света, поглощаемого флюидом, зависит от состава флюида. При определенных длинах волн ближнего инфракрасного света молекулярные связи, относящиеся к углеводородному флюиду, вибрируют. Эта вибрация приводит к поглощению света, которое можно измерять для идентификации флюида в качестве углеводорода. Вода и нефть надежно обнаруживаются за счет своих уникальных спектров поглощения. Второй датчик 50 в модуле 46 оперативного анализа флюида может быть газовым рефрактометром, который можно использовать для различения между газом и жидкостью. Можно дополнительно использовать оптическую абсорбцию в видимом и ближнем инфракрасном диапазоне для распознавания и определения количества флюида.

Указанные выше инструменты (10, 32, 36 и 44) могут включать также другие модули. Например, хотя и не изображено на фиг.1А-1D, конфигурация инструмента может включать модуль анализа состава флюида, который предназначен для приема однофазного газа пласта и в котором используется оптический абсорбционный спектрометр в диапазоне ближнего инфракрасного света для определения в реальном времени концентрации метана (С1), этан-пропан-бутан-пентана (С2 С5) и/или более тяжелых углеводородных молекул (С6+), Н₂О и СО₂. Посредством обнаружения состава флюида пласта можно определять соотношение конденсата к газу (CGR), которое является инверсией отношения газа к нефти (GOR). Этот модуль можно также использовать для измерения флуоресцентного излучения для идентификации типа флюида и подтверждения того, что пробы отобраны выше точки росы для конденсата газа.

Точное определение свойств флюида на месте является важным. Модуль анализа состава флюида измеряет составы однофазных флюидов. В газовых месторождениях нефть, испаряющаяся в газ, выпадает в осадок в виде жидкости и конденсируется в условиях температуры и давления на поверхности. Модуль анализа состава флюида измеряет состав конденсата еще в газовой фазе. Этот испаренный состав является фракцией С6+. Из отношения фракции С6+ к фракции С1-С5 можно определять CGR. CGR указывает выход конденсата, или количество баррелей жидкости, конденсируемой из одного миллиона кубических футов газа при стандартных условиях температуры и давления.

Как показано на фиг.6, модуль 52 анализа состава флюида может содержать флуоресцентный детектор 54 для измерения флуоресцентного излучения с использованием источника света с узким спектром и диод 56, излучающий синий свет. Свет поглощается флюидом в контакте с окном (не изображено) в проточном трубопроводе инструмента, а затем повторно излучается в широком спектре более длинных волн. Спектр флуоресцентного излучения изменяется в зависимости от количества конденсата, испаренного в газ. Спектр сужается, если давление конденсата падает ниже точки росы. Поэтому можно наблюдать за спектром для подтверждения того, что проба флюида пласта отобрана выше точки росы.

Модуль анализа состава флюида может также обеспечивать информацию для оптимизации добычи, до этого недоступную в реальном времени. Это включает сканирование флюида для определения градиента состава в толстом пласте, идентификации слоев с разными флюидами, оценки уровня СО₂ в скважине, определения точки росы в скважине, наблюдения вторичной добычи и отбора проб бурового раствора на основе анализа нефти.

Таким образом, следует отметить, что указанные инструменты для отбора проб могут иметь за счет своего модульного построения различные конфигурации в зависимости от конкретных требований. Раскрытые здесь частные конфигурации служат лишь примерами для описания различных модулей.

Как указывалось выше, получение проб флюида в условиях открытой скважины является главной заботой добывающих нефть и газ фирм, и, следовательно, представляет значительный сегмент деятельности для обслуживающих фирм. На фиг.7 схематично показан стандартный инструмент для отбора проб, обозначенный в целом позицией 60, который можно использовать для осуществления систем и способов, согласно данному изобретению. Как показано на фиг.7, инструмент 60 содержит два модуля 16 с одним зондом в самой нижней части инструмента и два модуля анализа флюида в скважине (DFA), каждый из которых обозначен позицией 62, который в некоторых вариантах выполнения может представлять модуль 46 оперативного анализа флюида и/или модуль 52 анализа состава флюида. Как показано на фиг.7, модули 62 анализа флюида в скважине изображены с радугами для обозначения оптических спектральных измерений. Инструмент 60 дополнительно содержит насосный модуль 38, который расположен между двумя модулями 62 анализа флюида в скважине и двумя разными модулями 18 с контейнерами для проб. В качестве альтернативного решения, как показано на фиг.8, инструмент 60 может быть снабжен модулем 22 с двумя зондами и модулем 16 с одним зондом. На фиг.7 не изображены другие необходимые для работы инструмента в скважине модули, такие как модуль телеметрии, модуль 14 гидравлического питания, электронный модуль 12 электропитания и т.д. Как указывалось выше, инструменты DFA предназначены для выполнения различных функций, включая оценку проб. Каждый модуль 16 с одним зондом может работать в точке отбора проб. Дополнительно к этому, каждый модуль 16 с одним зондом снабжен изоляционным клапаном (не изображен), так что модуль с одним зондом может осуществлять мониторинг давления пласта без влияния давления проточного трубопровода.

Управление работой инструмента 60 осуществляется с помощью контроллера 64, который схематично показан на фиг.7. В одном варианте осуществления контроллер 64 может быть выделенным процессором, или же, в определенных примерах выполнения, переносным компьютером или персональным компьютером. В одном варианте выполнения контроллер 64 включает программное обеспечение, которое позволяет инженеру на поверхности наблюдать и реагировать на сигналы, передаваемые из различных модулей инструмента. Имеется лишь пренебрежимо малая задержка в связи между инструментом и программным обеспечением. Эта система позволяет инженеру выполнять операции в скважине, включая анализ DFA. Контроллер 64 выполнен с возможностью управления работой самого нижнего модуля 16 с одним зондом для получения устойчивых данных о состоянии давления для подтверждения первой фазы флюида. Как будет более подробно описано ниже, контроллер 64 дополнительно выполнен с возможностью управления колебаниями давления внутри пласта с помощью самого верхнего модуля 16 с одним зондом, так что можно прогнозировать вторую фазу флюида на основании обнаружения колебания давления.

В некоторых случаях пробы флюида могут быть в основном углеводородом, а также водой. Как уже известно, в области разведки пробы флюида в скважине могут быть загрязнены фильтратом бурового раствора, особенно во время первоначального отбора проб. Если фильтрат является не смешиваемым, то в целом загрязнение не создает больших проблем. С другой стороны, если фильтрат смешивается с флюидами пласта, то возникает значительная трудность, в частности, при фильтрате ОВМ (буровой раствор на нефтяной основе), при оборе проб сырой нефти и газа. В способах, согласно уровню техники, используется контраст в цвете фильтрата ОВМ и сырой нефти. Следовательно, эти способы, согласно уровню техники, были разработаны для количественной оценки смешиваемого углеводородного загрязнения. Дополнительные новые измерения флюида выполнялись частично для улучшения характеристики загрязнения фильтратом ОВМ. Трудности с загрязнением возникают также при отборе проб воды в присутствии бурового раствора на основе воды. Дополнительно к этому, могут быть предусмотрены способы измерения величины рН в скважине для количественного определения уровня загрязнения смешиваемым с водой фильтратом. Можно использовать также другие концепции, такие как маркировка системы бурового раствора в соединении с обнаружением в скважине маркировки.

Когда целью является отбор в пласте углеводородов одной фазы (жидкой или газообразной), то другой проблемой правильного отбора проб является отсутствие каких-либо фазовых переходов в процессе отбора проб. Если происходит фазовый переход, то имеется вероятность того, что две различные фазы не будут протекать с одинаковой скоростью. Следовательно, полученная проба не будет представительной.

А именно, для перемещения флюидов из пласта в инструменте необходимо иметь перепад давления. Инструмент 60 устанавливает гидравлический контакт с пластом посредством прижимания узла 20 зонда модуля 16 с одним зондом (или узлов 24 или 26 модуля 22 с двумя зондами) к стенке 66 скважины с большим усилием, как показано на фиг.8. Двойной пакерный модуль 40 вокруг модуля с одним зондом или с двумя зондами можно использовать для герметизации внутреннего пространства модуля от скважины. Эта конфигурация создает гидравлическую связь между проточным каналом инструмента и пластом. Для перемещения содержащихся в пласте флюидов в инструмент 60 необходим перепад давления, и он создается с помощью насосного модуля 38. Если падение давления является достаточным для обеспечения фазового перехода в отобранной пробе флюида, то флюид, протекающий в инструмент 60, не является представительным для флюида в пласте. Таким образом, инструмент 60 должен получать флюид из пласта в фазе, в которой флюид присутствует внутри пласта.

При попытке отбора пробы углеводорода, который присутствует в пласте в одной фазе, одним способом обнаружения любых нежелательных фазовых переходов является мониторинг потока на наличие второй фазы. Обнаружение второй фазы является сигналом тревоги для оператора, что падение давления является слишком большим и что необходимо принять меры коррекции. Меры коррекции включают уменьшение перепада давления и возможное перемещение инструмента в новое местоположение для получения нетронутого флюида. Уменьшение давления приводит для многих сортов сырой нефти к образованию газовой фазы (флюида начала кипения). Таким образом, в модуле DFA можно применять детектор газа. В месторождении нефти часто встречаются ретроградные конденсаты. Такие флюиды вырываются из жидкого конденсата при падении давления. Для обнаружения таких конденсатов можно также применять обнаружение ретроградной росы. Осаждение асфальтена может происходить при давлении выше точки начала кипения, и разработаны способы обнаружения начала осаждения асфальтена.

Как указывалось выше, комбинацию из этих различных модулей можно применять для улучшения правильности получения проб. Однако данные, полученные с помощью частной конфигурации инструмента, не являются, естественно, надежными. Наибольшее падение давления при отборе проб происходит на вскрытой поверхности в песчаном пласте, так что можно ожидать, что переход фазы будет происходить на поверхности песка, что повышает вероятность получения двух фаз. Однако обе фазы флюида не всегда могут одновременно входить в инструмент. Ниже приводится описание некоторых причин этого явления. Например, смешиваемое загрязнение может войти в зону вблизи скважины, изменяя тем самым давление, объем и температуру окружающего флюида. Таким образом, проникновение загрязнения может переместить точку наиболее вероятного фазового перехода в пласт. Кроме того, несмешиваемое загрязнение может смещать флюиды пласта от ствола скважины. Следовательно, в этом частном примере точка вероятного фазового перехода находится вне ствола скважины.

Если фазовый переход происходит глубоко в пласте, то ожидается поток предпочтительной фазы (например, газа). Ожидается, что сначала две фазы имеют различную подвижность. Например, газовая фаза имеет намного более высокую подвижность, чем жидкая фаза, так что будет протекать преимущественно газ. Дополнительно к этому, имеют значение относительные проходимости различных фаз в совокупности с местным насыщением флюида. Если происходит фазовый переход, то «новая» фаза может присутствовать ниже ее критического насыщения, так что не возникает течения, пока не произойдет достаточное местное нарастание этого насыщения. Таким образом, при использовании прежних методов отбора проб сложно обнаруживать образование второй фазы в пласте.

Во время операции отбора проб, если не возникают изменения фазы и изменения насыщения фазы в скважине, то профиль зависимости давления от времени в пласте подчиняется очень простым соотношениям. Например, рассмотрим проникновение фильтрата ОВМ в сырую нефть той же подвижности; то есть нет ни воды, ни газа. Когда в зонде для отбора проб регистрируется падение давления, то падение давления должно проявлять одинаковую с расходом флюида линейность во время всей операции отбора пробы. Однако, если происходит выброс газа в пласте, то изменяются насыщения пласта, изменяются относительные проницаемости, и поток флюида в зонде проявляет изменение линейности при падении давления у зонда. Таким образом, необходимо следить за отношением падения давления к расходу у зонда отбора пробы для поиска доказательства фазового перехода в пласте. Усложняющим фактором является то, что флюид, протекая через зонд, вносит шум в измерение давления. Желательно снижать любой уровень шума до очень низкой величины для увеличения чувствительности обнаружения фазового перехода в пласте.

Для инструмента 60, показанного на фиг.7, имеется способ управления узлом инструмента, согласно данному изобретению, который направлен, в частности, на обнаружение выброса второй фазы. А именно, можно устанавливать оба узла 30 зонда с обеспечением гидравлической связи обоих зондов с пластом. Один модуль 16 с зондом (например, самый нижний модуль, показанный на фиг.7 и 8) можно использовать для отбора проб потока флюида, при этом его изоляционный клапан к трубопроводу отбора проб инструмента открыт. Второй модуль 16 с зондом (например, самый верхний модуль, показанный на фиг.7 и 8) выполнен с возможностью мониторинга давления, а не для получения пробы, при этом его изоляционный клапан закрыт. Таким образом, согласно этому варианту осуществления, датчик давления второго модуля регистрирует давление пласта без помех от давления в проходном трубопроводе. Таким образом, оператор инструмента 60 может с помощью контроллера 64 наблюдать за давлением пласта во время получения и анализа пробы. В соответствии с этим, резкие изменения или отклонения давления пласта можно обнаруживать с помощью второго модуля с зондом во время получения пробы у или вблизи первого модуля с зондом. Резкие изменения давления можно рассматривать как индикатор возможного нежелательного фазового перехода, такого как присутствие сырой нефти, когда первоначально была обнаружена и откачивалась вода.

Дополнительно к этому, в качестве другого примера полезности инструмента, выполненного в соответствии с вариантами осуществления данного изобретения, в случаях, когда фильтрат бурового раствора на основе воды проникает в нефтяной пласт, мониторинг давления у второго зонда (называемый иногда наблюдательным зондом) позволяет обнаруживать поток нефти перед достижением нефтью анализатора флюида в инструменте 60. Например, если используется двойной пакерный модуль 40 для получения проб, то углеводородная фаза, которая протекает в направлении инструмента, может избежать наблюдения, если эта фаза скапливается в мертвом объеме кольцевого пространства двойного пакерного модуля. Однако, когда эта углеводородная фаза протекает в направлении инструмента 60 для отбора проб, то углеводородная фаза смещает водный фильтрат. Изменение насыщений снова вызывает изменение соотношений давления к расходу. Таким образом, такой наблюдательный модуль может быть очень полезным для идентификации случаев, в которых непрерывное выкачивание вероятно приводит к добыче желаемых углеводородов, по сравнению с другими случаями, в которых испытываемая зона несет воду.

Использование инструмента, такого как один из инструментов с указанными выше конфигурациями, внутри системы может обеспечивать обнаружение новой мобильной термодинамической фазы в пласте во время выполнения операции по отбору проб. Как указывалось выше, имеется много способов обнаружения присутствия новой термодинамической фазы в инструменте для отбора проб внутри скважины посредством анализа флюида. Целью вариантов выполнения данного изобретения является обнаружение присутствия такой фазы в пласте, но не посредством анализа проб флюида. А именно, представляющие интерес вторые фазы включают: выделение газа из нефти; ретроградная роса из конденсата; появление нефти в потоке воды; отложение асфальтена в нефти; и появление воды в потоке нефти.

Понятно, что существование второй углеводородной фазы в пласте означает, что любой последующий сбор углеводородной пробы может быть не действительным, поскольку невозможно знать точные фазы и объемы, которые соответствуют углеводороду одной фазы пласта. Например, обнаружение второй жидкой фазы (воды или нефти в зависимости от первой фазы) означает, что пласт содержит подвижную вторую фазу.

Например, для некоторых сортов сырой нефти, уменьшение давления может быть вызвано отложением асфальтена внутри пласта вблизи первого зонда (иногда называемого погружаемым зондом). При отборе проб такой нефти в скважине, пробуренной с использованием бурового раствора на основе нефти, вблизи ствола скважины содержится фильтрат. Фазовое поведение образующейся углеводородной смеси сырой нефти и фильтрата ОВМ очень отличается от фазового поведения чистой сырой нефти. Изменение давления за счет отбора проб пласта у погружаемого зонда может вызывать осаждение асфальтенов вдали от поверхности скважины (за счет высоких уровней фильтрата у этой поверхности). Асфальтены могут создавать блокаду потока в пласте. Таким образом, вблизи погружаемого зонда (первого зонда) давление упадет. Если асфальтеновая блокада находится между первым (погружаемым) зондом и вторым (наблюдательным) зондом, то давление у наблюдательного зонда повышается для отображения повышения давления пласта в связи с образованием асфальтена. Таким образом, инструмент, согласно изобретению, можно использовать для мониторинга изменения давления у наблюдательного зонда и предсказания образования блокады за счет осаждения асфальтена.

Как показано на фиг.9, в одном варианте выполнения способ обнаружения колебаний давления в пласте во время выполнения операции отбора проб, обозначенной в целом позицией 100, включает позиционирование инструмента (например, инструмента 60 на фиг.7) внутри скважины в желаемом местоположении смежно с пластом на этапе 102. На этапе 104 устанавливают первый зонд (т.е. погружаемый зонд). На этапе 106 устанавливают второй зонд (т.е. наблюдательный зонд). Расположение таково, что оба зонда находятся в гидравлическом контакте с пластом.

На этапе 108 флюид выкачивают из пласта у погружаемого зонда, предпочтительно с постоянной скоростью. Асимптотический ответ флюида измеряют у второго зонда. В течение этого этапа предпочтительно регистрировать давление устойчивого состояния у второго зонда в период времени, который мал по сравнению с общим временем откачивания, например, в течение десяти минут. В результате можно определять давление устойчивого состояния внутри пласта (на этапе 110) и обнаруживать присутствие потока одной фазы внутри инструмента (на этапе 112). Если в инструменте присутствует вторая термодинамическая фаза, то спорно, имеется ли вторая фаза в пласте. Обнаружение второй фазы внутри инструмента является более надежным, чем обнаружение этой фазы в пласте.

При использовании наблюдательного зонда можно обнаруживать любое значительное отклонение от давления устойчивого состояния. Если обнаружения нет (на этапе 114), то работу инструмента продолжают закачиванием флюида в инструмент (на этапе 108), получают давление устойчивого состояния в пласте (на этапе 110) и обнаруживают поток одной фазы внутри инструмента (на этапе 112). Если после достаточного периода времени не обнаруживают отклонения давления, то это означает, что в пласте не обнаружена вторая фаза, и что соответствующий отбор проб или анализ флюида в скважине будет вероятно идентичным с представительным отбором проб пласта. Если такое отклонение обнаруживают посредством измерения колебания давления внутри пласта у наблюдательного зонда (на этапе 116), то может выполняться одна из следующих ответных операций:

i) при откачке потока воды с целью отбора пробы нефти, продолжение откачивания, поскольку имеется вероятность приближения нефтяной фазы к инструменту (на этапе 118),

ii) при откачке нефти, например, пробы углеводорода в буровом растворе на основе нефти (на этапе 120), вероятно возникновение второй углеводородной фазы (газа, росы или асфальтена), в этом случае переход во вторую точку в пласте и откачка со слегка уменьшенным давлением (на этапе 122), или же (если это решение невозможно или нежелательно), то уменьшение перепада давления для минимизации возможного возникновения фазы (на этапе 124), или

iii) если ожидается вторая углеводородная фаза, то изменение местоположения и/или позиции инструмента в пласте для получения представительной пробы. При получении пробы после регулирования положения инструмента, выполняют анализ флюида в скважине посредством подвергания пробы большому перепаду давления, чтобы видеть, вероятность какого фазового перехода имеется в пласте, такого как жидкости в газ, ретроградной росы из конденсата, или оседания асфальтена внутри пласта (на этапе 126).

А именно, обнаружение колебания давления с помощью второго наблюдательного зонда может указывать на присутствие второй фазы флюида. При обнаружении такого отклонения может существовать одна или несколько ситуаций. Например, как указывалось выше, если во время операции отбора пробы обнаружена первая фаза флюида в виде воды при обнаружении колебания давления, то желательно продолжать откачку, поскольку имеется вероятность того, что нефтяная фаза приближается к инструменту (на этапе 118 на фиг.9).

В качестве другого примера, если инструмент отбирает пробу углеводорода в буровом растворе на основе нефти, то обнаружение колебания давления может указывать на возникновение второй углеводородной фазы, газа, росы или асфальтена (твердого). В таком случае может быть желательным переход во вторую точку в пласте внутри скважины, где можно начать способ 100 сначала (как в случае осаждения асфальтена вблизи погружаемого зонда), или же, если невозможен переход во вторую точку внутри скважины, уменьшение перепада давления для минимизации возможного изменения фазы (как в случае изменения газовой фазы). При снижении перепада давления без обнаружения второй фазы, флюид откачивают из инструмента у погружаемого зонда (на этапе 108), при этом, сохраняют давления устойчивого состояния пласта (на этапе 110) и обнаруживают однофазный флюид в инструменте (на этапе 112).

В качестве другого примера, если ожидается вторая углеводородная фаза, то при обнаружении колебания давления можно переместить инструмент в новое местоположение внутри скважины. После перемещения инструмент может получить пробу и затем выполнить анализ флюида в скважине на пробе посредством подвергания пробы большому падению давления для установления, какой фазовый переход вероятен в пласте.

При выполнении способа, показанного на фиг.9, контроллер управляет работой инструмента. Контроллер может быть запрограммирован на выполнение другой операции дополнительно или вместо указанной операции отбора пробы. Например, инструмент может быть выполнен с возможностью измерения расхода флюида пласта.

На фиг.10 показан пример обнаружения давления одной фазы и давления двух фаз. На фиг.10 показано давление, полученное в наблюдательном зонде, в зависимости от времени, при этом сплошная линия представляет однофазный флюид, а пунктирная линия представляет обнаружение двухфазного флюида. Как показано на фиг.10, инструмент для отбора проб работает с откачкой флюида из пласта с постоянной скоростью, в котором имеется лишь одна фаза углеводорода и поэтому нет воды. Ее можно называть «фаза один». Если давление падает ниже давления насыщения углеводорода, то освобождается вторая фаза. Ее можно называть «фаза два». Наличие фазы два уменьшает подвижность (т.е. способность протекать при градиенте давления) фазы один. Поэтому, поскольку инструмент для отбора проб втягивает флюид с постоянной скоростью, то при приближении флюида фазы два давление у инструмента для отбора проб внутри пласта резко падает.

Как указывалось выше, сплошная линия представляет ответ на давление у наблюдательного зонда, если фаза два флюида никогда не происходит. Давление снижается от точек А до С1 на фиг.10 и повышается от точек С1 до D относительно плавно и его можно точно моделировать при предположении, что существует лишь одна фаза одного материала. Это позволяет оператору, наблюдающему за работой инструмента для отбора проб, надежно заключать, что существует лишь фаза один флюида. Пунктирная линия представляет ответ на давление у наблюдательного зонда, когда инструмент для отбора проб работает так, что давление в одном и том же пласте падает достаточно низко (в точке В на фиг.10), так что возникает фаза два . Точка В на фиг.10 представляет внезапное падение давления. Таким образом, снижение давления от точек В до С2 и нарастание давления от точек С2 до D можно моделировать при предположении, что существует фаза два материала.

После описания нескольких аспектов, по меньшей мере, одного варианта осуществления данного изобретения, следует ожидать, что для специалистов в данной области техники могут быть очевидными различные изменения, модификации и улучшения. Эти изменения, модификации и улучшения являются частью данного раскрытия и соответствуют идее и входят в объем изобретения. В соответствии с этим, предшествующее описание и чертежи следует рассматривать лишь в качестве примера.