CN101315030A - 从地表下地层取样重油的方法和设备 - Google Patents

从地表下地层取样重油的方法和设备 Download PDF

Info

Publication number
CN101315030A
CN101315030A CNA2008100987268A CN200810098726A CN101315030A CN 101315030 A CN101315030 A CN 101315030A CN A2008100987268 A CNA2008100987268 A CN A2008100987268A CN 200810098726 A CN200810098726 A CN 200810098726A CN 101315030 A CN101315030 A CN 101315030A
Authority
CN
China
Prior art keywords
instrument
well
sampling
stratum
module
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CNA2008100987268A
Other languages
English (en)
Other versions
CN101315030B (zh
Inventor
卡斯滕·索恩
彼得·S·赫格曼
安东尼·古德温
霍姆斯·罗伯特
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Prad Research and Development Ltd
Prad Research and Development NV
Original Assignee
Prad Research and Development Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Prad Research and Development Ltd filed Critical Prad Research and Development Ltd
Publication of CN101315030A publication Critical patent/CN101315030A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN101315030B publication Critical patent/CN101315030B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • E21B49/10—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells using side-wall fluid samplers or testers
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Sampling And Sample Adjustment (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

一种从地表下地层中取样流体的方法包括：将具有加热器的第一工具放置在井眼中，使得加热器与部分地表下地层邻近；利用加热器来加热该部分地表下地层；从井眼中取出第一工具；在井眼中定向具有取样探头的第二工具，使得取样探头与被加热器加热的部分地表下地层接触；以及经由取样探头从被加热器加热的部分地表下地层获得流体样品。

Description

从地表下地层取样重油的方法和设备
技术领域
本公开通常涉及取样地层流体，并更具体地，涉及从地表下地层取样重油(heavy oil)的方法和设备。
背景技术
浅地表下的载有碳氢化合物的地层，其典型地位于距离地面小于1000米的深度，通常会含有重油。与这些浅的地层关联的温度和静水压力一般分别低于100℃和30Mpa。美国地质调查局(USGS)根据流体的密度和粘度对重油进行分类。特别地，根据USGS，中等重油展示在903到946kg/m3之间的密度，其对应于25到18的API度(API gravity)、和从10到100mpa·s的粘度。这种中等重油一般在油藏环境中是移动的。而且，根据USGS，超等重油展示在944到1021kg/m3之间的密度，其对应于从20到7的API度、和从100到10,000mPa·s的粘度。这种超等重油典型地在油藏环境中也是移动的。诸如如上所述的重油的粘度，与含有重油的地层的渗透率相结合，确定了重油的流度(mobility)。反过来，重油的流度可显著地影响从地层中取样和生产重油所需的技术。
当从地层中取样重油时，期望并一般需要样品在化学性质上代表从其中提取样品的地层中的流体(也就是代表组成成分和摩尔分数)。因此，优选地，样品实质上不受例如钻井流体和滤液的污染，并另外地实质上化学性质不被取样处理所变更。准确地代表地层中的流体的特性的样品使能够确定合适的生产策略。然而，取样处理可以，并且经常对从地层中取样的碳氢化合物流体造成不可逆的、严重的改变，因此显著地增加了选择合适的生产策略的难度。
实践中，用于取样地层流体的技术典型地必须应对与流体流度、地层类型、不期望的相变、乳状液地层、或者其他具有不同物相(phase)的混合物(例如原生水)相关的约束。在取样重油的情况下，上面所述的约束有时会混杂在一起，这是因为重油经常在松散的(例如沙子)地层中被发现、并且重油经常不具有足够的流度以允许使用具有接触井眼壁的探头组件的取样器来进行取样。更具体地，取样器泵典型地提供大约为0.1cm3/s的最小泵流体流动率，假设穿过地层的重油相对较低的流度，其可以生成相对较大的压力下降，这导致乳状液的形成和/或地层坍塌或者流体的相变。
发明内容
根据本发明的一个实施例，公开了一种从地表下地层取样流体的方法。该方法包括：将具有加热器的第一工具放置在井眼中，使得加热器与部分地表下地层邻近；利用加热器来加热该部分地表下地层；从井眼中取出第一工具；在井眼中定向具有取样探头的第二工具，使得取样探头与被加热器加热的部分地表下地层接触；以及经由取样探头从被加热器加热的部分地表下地层获得流体样品。
根据本公开的又一实施例，公开了一种用于加热重油样品并从地表下地层重获(recover)重油样品的系统。该系统包括第一工具和第二工具。第一工具包括用以将热能递送给部分地表下地层的加热模块和用以控制由加热模块提供的热能的加热控制单元。第二工具包括取样入口和定向模块，其中定向模块相对于所述部分地表下地层定向该入口。
根据本公开的又一实施例，公开了一种在从地表下地层中获得流体样品时使用的取样工具。该工具包括定向模块、至少一个温度传感器和取样探头。所述定向模块确定取样工具在与地表下地层关联的井眼中的位置，而温度传感器感测井眼的壁的温度，以便标识预先被加热的部分地表下地层。取样探头从预先被加热的部分地表下地层中获得流体的样品。
附图说明
图1描绘了一示例井下地层加热工具，其已被部署于井孔或井眼中以加热要从中获取重油的样品的一部分地表下地层。
图2是图1中的示例加热工具的更详细视图。
图3A描绘了可用来从预先经过加热的地层体积中获得重油样品的示例地层取样工具。
图3B描绘了可用来从预先经过加热的地层体积中获得重油样品的另一示例地层取样工具。
图4更加详细地描绘了图3A中所示的示例取样模块。
图5为描绘了可以用来加热地表下地层的示例方法的流程图。
图6是描绘了从预先经过加热的地表下地层区域取样地层流体的示例方法的流程图。
具体实施方式
在上面标识的图中示出了一些示例，并将在下面详细描述这些示例。在对这些实施例进行描述时，相似或相同的附图标记用来标识共同或相似的元件。这些图并不必须是完全合乎比例的，并且某些特征和附图的某些视图以夸大的比例示出或示意性示出，以便清楚和/或简明。
通常，这里描述的示例方法和设备可以用来使对地表下地层的重油取样更为容易。通篇使用的术语“重油”并不是意欲限制本申请的范围，而是为了简洁起见，其将用于标识包括重油、中等重油、超等重油和沥青的所有油的变体。如下面更详细地描述的，示例方法和设备使用具有加热器的井下工具来提高部分地层的温度，其降低了地层中的流体的粘度，从而可以用地层测试器取样。特别地，在所描述的示例中，具有加热器或加热单元的井下工具的一部分契合或邻近在与从中获得样品流体的地层关联区域中的井眼壁。加热器与井眼壁保持足够长时间的接触，以提高一定体积的地层的温度从而降低流体的粘度，并因此提高在已加热的地层体积中的流体的流度。
一旦了充分地加热了地层，则确定或核实在与经过加热的地层体积关联的井眼内的方位。例如，确定或核实加热器的深度和定向，并因而确定或核实经过加热的地层部分，并将其储存以供以后参考。然后从井眼中移除用于提供加热器的井下工具，取样工具被放进井眼中并定位在井眼内，从而放置取样工具的取样探头以从预先经过加热的地层体积中提取出样品流体。对取样工具进行预加热最小化了工具对取样的流体可造成的任何冷却作用，这将有利于取样的流体在取样工具中的流动。此外，优选地利用预先存储的加热器定向信息来放置取样工具，从而取样探头可以被精确地放置在使探头能够接触在预先加热的地层区域中的井眼壁的深度和定向上。然后，取样工具从经过加热的地层部分或体积中提取流体，并且当取样完成时，取样工具可以被取回到地面上以使能够分析取样的重油。可替换地，可以在井下工具中分析流体，并因此流体不需要被取回到地面上。
这里描述的示例方法和设备提供了一种不会永久地改变样品流体的性性(即，碳氢化合物的特性)的取样处理。结果，所述示例方法和设备可用来获得准确地代表地表下地层中的重油的重油样品，从而就可以选择和采用适宜的或最优的生产策略来将重油提取到地面上。在美国专利No.6941804中描述的一种已知取样工具使用被定位在取样工具之上或者与取样工具一体(例如在取样探头附近)的加热装置来加热地层，以使得重油的取样更加容易。然而，与仅仅提供已加热的取样探头的这种已知取样装置和其它已知的方法和设备相比，这里描述的示例方法和设备去耦了地层加热和取样系统(例如作为两个独立的工具)，因此使能够对含有重油的地层的加热和取样操作进行更为最佳的控制。
图1描绘了示例井下地层加热工具100，其已被部署(例如，下降)于井孔或井眼102中以便对从中获得重油的样品的地表下地层F的部分或体积进行加热。地层加热装置100被描述为一种有线线路型装置，并因此被通过线缆104下降到井眼102中，线缆104用来承载地层加热工具100的重量，并包括用于在地层加热工具100与地面上临近井眼102的电子处理单元106之间传递电力、控制信号、信息承载信号等的电线或附加线缆。
地层加热工具100包括多个部件、模块或者一般被称作用于执行各种功能的子部件的部分。更具体地，地层加热工具100包括如下文更加详细地描述的加热器部件或加热模块108，将受控制的热能量(例如，预定时间内的受控温度)施加到地层F以加热从中提取重油的样品的地层F体积。
地层加热工具100还可以包括封隔器(packer)110和112。封隔器110和112其中之一或者两者可以用来从井眼102中的一部分中移除井眼流体(例如，钻探流体)，以最小化或消除远离由加热模块108加热的地层F的区域的热传导。例如，可扩展封隔器110和112二者，以液压隔离被加热模块108占据的井眼区。这样，利用与井眼102中对应于地层F的部分对齐的加热模块108，液压隔离加热模块108还液压隔离了地层F的要加热的部分，从而使得加热模块108能够实质上将其所有的热能传递给地层F。换言之，使用封隔器110和112其中之一或者两者来液压隔离要被加热的地层F的区域，最小化了或者防止了加热模块108生成的热能通过井眼流体被运走到井眼102的其它部分。
为了从封隔器110和112其一或者两者所隔离的区域中提取井眼流体，加热工具100包括一个或多个泵模块114。泵模块114可以包括一个或多个液压马达、电动马达、阀门、流出管线(flowline)等，以使井眼流体从围绕加热工具100的部分的井眼102的选择区域移除。
为了确定加热工具100在井眼102中的方位或位置，加热工具100包括位置检测器116。位置检测器116可检测井眼102内的加热模块100的深度和定向(比如，旋转定位或角坐标)。例如，位置检测器116可以用一个或多个磁力计或者由Schlumberger公司提供的General Purpose InclinometryTool(GPIT TM)来实现。作为选择，位置检测器116可以被配置为仅提供与加热工具100的定向有关的信息，而井眼102内的加热工具100的深度可以替代地使用任何已知的确定深度的方法来确定，例如伽马射线装置、锚链旗或者任何其他确定或测量从地面延伸到到井眼102的线缆104的长度的方法。
为了在地面和组成加热工具100的各种部件或模块之间(例如到/从电子和处理单元106)传递电力、通信信号、控制信号等，加热工具100包括电子模块118。例如，电子模块118可用来向电子和处理单元106传递由位置检测器116提供的位置信息，以使得地面上的操作员和/或系统能够确定井眼102中加热模块108的方位或位置。具体地，位置信息可用来将加热模块108和地层F对齐，并如下面将更加详细描述的，可随后用来将取样工具和其一个或多个取样探头放置在与加热模块108预先加热的地层F实质上相同的方位。电子模块118也可以控制泵模块114的操作连同封隔器110和/或112的操作，以便例如液压隔离井眼102的一部分以使得对地层F部分的加热变容易。
如图1所描绘的，加热工具100也可以包括热反射器120和弓形簧(bowspring)122。热反射器120被附着在加热工具100的一侧，从而由加热模块108施加到井眼102的壁123上的热量被反射和/或集中在与要加热的地层F部分接触的加热工具100的一侧。热反射器120优选地，但不是必须地，被配置为具有与加热工具100的形状互补的弯曲形状。此外，热反射器120的尺寸可以设计成能够环绕加热工具100的外圆周90度或者更大的角度、并至少在加热工具100的加热模块108部分的长度上延伸。然而，可以使用多种其他的几何形状和/或尺寸，以有效地将加热模块108所生成的热量反射回井眼壁123的被加热模块108加热的区域。将弓形簧122与反射器120相邻地放置在加热工具100上，以使加热工具100能靠在或者接触井眼102的壁123地来定位，并且因此促使加热模块108与要加热的地层F的区域相契合或接触。虽然示例加热工具100被描绘为具有一个弓形簧122，但也可以采用附加的弓形簧和/或可采用不同的机械装置或技术来确保加热模块108与地层F区域中井眼102的壁123相契合或接触。此外，虽然示例加热工具100被描绘成有线线路装置而部署在井眼102中，但加热工具100可以使用连续油管或者通过任何其他已知的在井眼中部署工具的方法而被替换地或附加地部署在在钻柱(drill string)中。此外，示例加热工具100可以通过修改一个或多个已有的工具来实现。例如，可以修改Schlumberger公司所提供的产品Hydrate MelterTM和PatchFlexTM其中之一或者两者，以提供图1中的示例加热工具100的特征和功能。
图2是图1中的示例加热工具100的更加详细的视图。如图2所示，加热模块108包括加热元件200、加热器控制单元202和温度传感器204，所有上述部件可操作地耦合以将地层的一区域或一体积(例如地层F)加热到需要的温度，以降低粘性并增加从地层F中取样的流体的流度。加热元件200可以使用例如一个或多个电阻线来实现，该电阻线例如可以缠绕在加热模块108所在区域的示例工具100的内表面或外表面。用来实现加热元件200的布线可以类似于在Schlumberger公司提供的产品Hydrate MelterTM和/或PatchFlexTM产品中使用的布线。替换地和/或另外地，加热模块所提供的热量也可以通过地层F中的电阻、射频感应、超声或者通过化学反应来产生。还构思可以将热的流体(例如蒸汽)从地面传输到模块108来加热地层F。
温度传感器204可以使用任何合适的温度感测装置来实现，并被安装在加热工具100上来感测正被加热的地层的温度和/或加热元件200的温度。温度传感器204发送信号(例如改变的电阻值)到加热器控制单元202，其反过来控制加热元件200正生成的热能。例如，基于从温度传感器204接收的信号(例如基于井眼壁123的与被加热的地层区域对应的部分的温度)，加热器控制单元202变化加热元件200所生成的热能。在一些示例中，加热器控制单元202可以提供连续变化的电流或电压给加热元件200，可以脉冲调制一实质上固定峰值的电流或电压给加热元件200，或可以以任何其它的方式来变化提供给加热元件200的电能，以便增加或减少加热元件200所生成的热能。通过基于温度传感器204所感测的温度来控制加热元件200所生成的热能，加热器控制单元202可以控制正被加热的地层所经受的温度梯度，从而最小化或者防止地层F将妥协于热裂解和/或要取样的流体的降解的可能性。地层F的热传导率可以相对低，这导致穿过地层F的缓慢的温度传播。这样，通过控制与被加热的地层F区域相关联的井眼壁123部分的温度，地层F经受的最大温度梯度可以得到控制或者限制，以防止对地层F的任何破坏(例如热裂解)。
加热器控制单元202和/或通过信号线206从电子模块118收到的信号可以促使加热器控制单元202将地层F加热预定的时间量。一般地，较长的加热时间将较大体积的地层F的温度升高到使得从地层F中提取重油更容易的温度。在一些情况中，将地层加热几个小时将一定体积的地层的温度提高50℃、并能够提取大约一公升的重油。然而，加热地层所需要的时间量取决于许多因素，例如要提取的重油的属性(例如热容、粘度、粘度对温度的依赖度、密度等)、从中提取重油的地层的特性(例如热容、热传导性、密度、热扩散率、渗透率等)、加热模块108可传递的功率或最大热能、地层可以经受的最大安全温度梯度、期望样品的大小或体积(即，较大的样品可需要加热较大体积的地层)等等。必须控制温度的增加，以使得流体保持单一的物相并不准许扩展通过起泡压力和进入两相区。
图3A描绘了一示例地层取样工具300，其可以用来在对地层F的一区域或一体积加热后从被加热的地层F体积中获得重油的样品。为了从地层F中取样流体，取样工具300包括取样模块302。取样模块302包括：可延伸取样部件304(示出在延伸的位置中)，在其一端布置有封隔器或探头305，以从地层F中提取流体；以及可延伸锚固器件306(示出在延伸的位置中)，用以将取样工具300和探头305锚固在适当的位置以便接触地层F。探头305优选地为Schlumberger公司提供的QuicksilverTM探头。然而，替换地可以使用任何其它单进口或双进口(即，防卫型)的一个或多个取样探头或者可充气的封隔器取样模块。取样工具300还可以包括封隔器308和310(两者之一或两者可以用来液压隔离井眼102的一部分)、位置检测模块312、井眼壁温度检测模块314、工具安置模块316和电子装置318。如图3A所描绘的，取样工具300通过线缆320而悬挂或部署在井眼102中，线缆320耦接到地面上的电子和处理单元322。线缆320可以包括多条线缆和/或布线，以提供力量来保持工具200的重量、并在电子和处理单元322与取样工具300之间传递电力、通信信号、命令信号等。当地层具有丰富的原生水时，优选地使用Quicksilver探头，因为可以通过防卫(外部)探头抽取更多的移动水相而通过内部(取样)探头抽取更少的移动油。
取样模块302还可以包括温度传感器324来检测井眼102的壁123的温度。通过检测井眼102的壁123的温度，取样工具300和/或电子和处理单元322可以定位预先被加热工具100加热过的地层F部分。反之，一旦检测到预先被加热工具100加热的地层F部分，取样探头305的进口就可以对着地层F的被加热部分而定位(例如通过将取样工具300稍微向下移动与温度传感器324和取样探头305的入口之间的间距大约相等的距离)，以从其中提取流体的样品。另外地或替换地，井眼壁温度检测模块314可包括多个可延伸的指状物、臂状物、或者在臂状物的端部分别具有温度传感器330和332的探头326和328，以和井眼102的壁123接触。以这种方式，可延伸指状物、臂状物或探头326和328可以用来确定或定位井眼102的壁123预先被加热工具100加热的部分。一旦定位了井眼102的壁123预先被加热的部分，就可以放置工具300(例如，稍微向下移动一个约等于取样探头305的入口与温度传感器330和332之间的间距的距离、并可选地旋转以将探头开口直接对着被加热的壁部分)，使得探头305的入口与预先被加热工具100加热的井眼壁123部分相接触。尽管仅示出了两个可延伸指状物、臂状物或探头326和328，使用六个这样的指状物、臂状物或探头是更好的。然而，也可以替换地使用任何其他数量的这样的指状物、臂状物或探头。已知的包括多个指状物、臂状物或探头的工具的示例包括Schlumberger公司所提供的PMIT-BTM和PMIT-CTM多指测径器工具。尽管这些已知的工具被配置为测量井眼中的径向距离，但是可以修改该配置以在一个或多个指状物的末端包括温度传感器，使得温度传感器保持与井眼102的壁123相接触。所使用的(例如，用以实现传感器330和332的)温度传感器可以为用于提供作为温度的函数变化的电阻的元件、红外线装置、或其它任何合适的各温度感测元件。
为了将取样工具300放置在井眼102中，工具放置模块316包括多个工具定位器334和336，其每个都可以被独立地致动或移动，以使取样工具300在井眼102中旋转。虽然图3A中仅示出了两个工具定位器334和336，但是替换地可以使用更多或更少的这样的定位器。另外地或替换地，可以使用其他或不同的适合于井眼102的几何形状、井斜(deviation)和直径的机械装置或技术而在井眼102中放置取样工具300。例如，在具有至少类似椭圆的几何形状的井眼中，可以使用诸如工具定位器334和336的有源测径器来放置或定向取样工具300。对于具有实质上圆形的几何形状的井眼，可以采用工具旋转器(turner)和/或弓形簧(未示出)。在需要将工具300转动或旋转超过45度的情况下弓弦是特别有用的。工具300的直径仅仅比井眼102的直径稍小，可以通过将其向上和向下移动来定向取样工具300，并如此促使工具300的少量旋转。在水平方向的井眼的情况中，取样工具300被耦接到钻柱，并可以使用Schlumberger公司的Tough Logging Conditions(TLCTM)系统、并且旋转钻柱来定向取样工具300。
为了确定井眼102中的取样工具300的方位或者位置，位置检测模块312提供工具的深度和定向信息。例如，位置检测模块312可以使用磁力计(例如Schlumberger公司提供的GPITTM)来检测取样工具300的定向，并可附加地使用伽马射线装置来确定取样工具300的深度。位置检测模块312可以经由电子模块318和线缆320中的通信线路，而连续地或周期性地将工具位置或方位信息通信给地面上的电子和处理单元322。以这种方式，地面上的操作员或其他人可以监视取样工具300的位置或方位，以确定取样探头305的入口何时与被加热工具100预先加热的地层F部分对准。替换地或另外地，工具的位置或方位信息可以由电子和处理单元322使用，以自动地调整取样工具300的深度和/或定向，以使取样探头305的入口与预先被加热的地层F部分对准。替换地或另外地，电子处理单元322可以是井下工具的模块，并且它可以包括算法和方法来调整取样工具300的深度和/或定向，以使取样探头305的入口与预先被加热的地层部分对准，而不需要与地面的通信或者与地面上的人和操作员通信。
图3B描绘了另一示例地层取样工具300’，其可以用来在加热地层F的一区域或体积后从被加热的地层F体积中获得重油的样品。为了从地层F中取样流体，取样工具300’包括取样或探头模块302’。取样模块302’包括可延伸取样组件304’和探头305’。探头305’是多入口或防卫探头，例如Schlumberger公司提供的QuicksilverTM探头。然而，可以将多入口布置在数个封装器或探头上。取样工具300’还可以包括位置检测模块、井眼壁温度检测模块、工具放置模块、电子装置(未示出)和温度传感器324’，它们可以以与取样工具300中的对应模块相似的方式工作。另外，工具300’可以进一步包括在工具300中找到的任何特征和组件。
图3B中更加清楚地示出了，工具300’(和300)可以包括一个或多个泵取(pumpout)模块309、一个或多个样品瓶载体模块303、和一个或多个井下流体分析(DFA)模块307。具体地，取样模块302’包括流体耦接到工具外部的第一流出管线311和第二流出管线313。如图3B所示，流出管线311和313各自耦接到探头305’，其中第一流出管线311被放置并适于接收原始地层流体，第二流出管线313被放置并适于接收受污染的地层流体或水。替换地，第一流出管线311可接收受污染的流体，而第二流出管线313可接收原始地层流体，或者第一和第二流出管线311、313可以接收同样的流体或流体的组合。布置在取样模块302’任意一侧的可以为取样瓶载体模块303，而模块303a被布置在取样模块302’的顶部、和模块303b被布置在取样模块302’的底部。然后，一对(DFA)模块307a和307b可以分别布置在取样瓶载体模块303a和303b的任意一侧，而接下来是分别布置在DFA模块307a和307b的任意一侧的一对泵取模块309a和309b。这样，可在每个模块中定位流出管线311、313，以使能到各个模块和位于其中的组件的流体连接。
在这种配置中，工具300’可被配置为处置多流出管线配置(下面将更详细地论述其)、流出管线311和/或流出管线313的加热。例如，地层流体可以横贯第一流出管线311而流入取样瓶载体模块303a，其中地层流体可以利用阀门系统(未示出)而被储存在一个或多个取样瓶315中。然后，地层流体可以进入DFA模块307a，在其中可以进行关于地层流体的确定。例如，DFA模块307可以包括一个或多个流体传感器，包括但不限于用于确定各种流体参数的压力传感器、光学传感器、粘度传感器、密度传感器、电阻传感器和H2O。为了使地层流体流入并穿过各个模块，可以接着DFA模块307a布置具有流体耦接到流出管线311的泵317的泵取单元309a。
这样的配置提供了几个优点。例如，由于取样瓶载体模块303a被布置在临近或者最接近俯伏模块302’，所以横贯工具300’并具体地横贯流出管线311的地层流体在进入各样品瓶315之前仅行进了短的距离。这样，如果地层流体和/或流出管线311需要加热，以将地层流体的粘度降低到足以确保在流出管线311中的流动，则加热时间段和/或加热距离就大大地减少了。
对流出管线311的加热可以以几个方式来实现，下面将更详细地论述其中的一些方式。然而，在这个配置中，被加热的流体(例如H2O)例如可以被运送、加热和/或存储在载体模块303a的各瓶315中，如此使得流出管线311被加热的流体注满，从而对流出管线进行预加热或加热以允许对高粘度流体取样。可以以与上面关于流出管线311的描述基本上类似的方式，来相对于模块设立或配置第二流出管线313。
值得注意的是，图3B中描述的一些模块和/或特征可以是图4中描述的模块和/或特征的复制，它们各自具有不同的标识符。这样做是为了确保本申请是清楚的。然而，本领域的普通技术人员将理解，图3A-图4中描述的模块和/或特征是如何相互作用和工作的。
图4更加详细地描绘了图3所示的示例取样模块302。如图4所示，取样模块302包括液压系统400，其可以流体耦接到取样探头组件304以选择性地将取样探头305延伸出与地层F相契合，从而使得流体的样品能够流入取样探头305。另外，当完成取样操作后，液压系统400还可以选择性地将取样探头组件304朝取样模块302的底盘或壳体402收缩、或者将其收缩到取样模块302的底盘或壳体402中。如上所说明的，取样探头305优选地为具有防卫流出管线404和样品流出管线406的防卫型探头(例如Schlumberger公司所提供的QuicksilverTM探头)。
泵或泵取器(pumpout)408通过所述防卫和样品流出管线404和406、以导致更迅速取样实质上未受污染的地层流体的方式来(例如从地层F中)汲取流体。具体地，泵取器408将来自防卫流出管线404的地层流体丢弃到流出管线410，其退出取样模块302的壳体402(例如，流出管线410中的流体可以被递送到井眼102中围绕取样工具300的环形套筒中)。同时，泵取器408通过所述防卫流出管线404汲取流体、并通过管线410将流体丢弃，泵取器408通过被放置在样品流出管线406上的频谱仪412汲取流体。取样工具300当然可包括不止一个泵取器408以使得各种取样配置更容易，例如具有多个入口的取样配置。频谱仪412监视在样品流出管线406中流动的地层流体的污染级别(例如，其内的钻探流体或滤除液的量)，并把关于污染级别的信息传送给控制器414。频谱仪412可以使用Schlumberger公司提供的Live Fluid AnalyzerTM(LFA)来实现，或者也可以使用其他任何能够检测地层流体取样污染的频谱仪或装置来实现。泵取器408将经由样品流出管线406通过频谱仪412汲取的流体递送到阀门416，其具有与流体存储器420流体耦接的第一可选出口418、和将流体运送出取样模块302之外而(例如，到环形套筒)到井眼壁123和取样工具300之间的第二可选出口422。
防卫流出管线404、样品流出管线406、泵取器408、频谱仪412和/或流体存储器420可以具有各自的加热元件424、426、428、430和432，以将由探头组件304汲取的重油的温度维持为足够高，从而确保重油在取样模块302和其内部组件中保持足够的移动性。然而，尽管图4示出了一个或多个这样的分离加热元件(例如加热元件424、426、428、430和432)，也可以替代使用更少的这样的元件或者单个较大的加热元件(例如，包围取样模块302的壳体402的部分或全部)。加热元件424、426、428、430和432还可以包括各自的温度传感器434、436、438、440和442，以监视和控制流出管线404和406、泵取器408、频谱仪412、流体存储器420的温度，以便确保这些组件内的地层流体保持足够的移动性(也就是，粘度保持足够低)。
控制器414被通过布线或管线444而可操作地耦接到液压系统400、泵取器408、频谱仪412、阀门416、和/或流体存储器420。布线或管线444可包括数据总线(例如传送数字信息和/或模拟信息)、功率信号等，并且可以使用单个导体或者多个导体来实现。另外，控制器414从温度传感器324接收温度信号。
在操作中，控制器414可以使用从温度传感器324接收的温度信息来检测预先被加热工具100加热的地层F的方位，以使得取样模块302能够被定位在使取样探头305与预先被加热的地层F的方位对齐的深度和定向。一旦被定位，控制器414就可以控制液压系统400来延伸取样探头组件304，以便与井眼壁123相契合或者接触，从而将探头305流体耦接到地层F。然后，控制器414可以控制泵取器408以通过防卫流出管线404和样品流出管线406汲取流体，同时经由频谱仪412监视样品流出管线406中的流体的污染级别。开始时，汲取到防卫和样品流出管线404和406的流体被丢弃(例如，被输送到环形套筒)。这样，控制器414控制阀门416以将样品流出管线406中的流体路由到环形套筒，从而样品流出管线406中的流体并没有被存储在流体存储器420中。因为泵取器408不断地通过取样探头305从地层F中汲取流体，所以流经样品流出管线406的流体污染级别(例如，滤液量)下降。当控制器414经由频谱仪412确定样品流出管线406中的地层流体实质上没有受到污染(例如，实质上没有滤液)和/或已经达到可以接受的较低污染级别时，控制器414促使阀门416将流体从样品流出管线406路由到流体存储器420。当足够量的取样流体被传输到流体存储器420时，控制器414可以通过关闭泵取器408和收缩取样探头组件304来终止取样处理。
在取样处理期间，可以操作泵取器408来控制防卫和样品流出管线404和406中的流速和/或泵送速率，以实现样品流出管线406中的流体的污染级别的相对迅速减少。此外，控制器414还可以控制在防卫和样品流出管线406和408中的流体的绝对和相对泵送速率，以防止可能使得地层流体的压力下降到起泡压力之下的压力下降，该压力下降导致乳状液的形成和/或地层F的坍塌。例如，控制器414可以操作泵取器408，从而针对单个冲程(stroke)或以其他方式操作来循环地开启和关闭其内部的泵，以防止过多的压力下降。
尽管图3和图4的示例将取样探头305描绘为双入口探头或者防卫探头，但也可以替代地使用单入口探头(例如，Schlumberger公司提供的特大直径(XLD)探头)。然而，使用双入口探头或者防卫探头(例如Schlumberger公司提供的QuicksilverTM探头)典型地使得样品流体污染能够相对迅速地减少，并因此典型地减少取样次数，这在本申请描述的示例中是特别有用的，因为地层F中的重油的粘度在移除加热工具100后会随着时间而趋向增加。结果，减少从地层F中汲取样品流体所需的时间使能够在地层F中的流体保持相对较高的温度、较低的粘度和较高的流度的同时提取样品流体。另外，在样品流体展现出相对较低的粘度和较高的流度时汲取样品流体可以促进控制器414的能力以将与取样的流体关联的压力下降维持到可以接受的范围。
图5和图6为用来从地表下地层(例如地层F)中取样重油的示例方法的流程图。图5和图6中的示例方法可以用软件和/或硬件来实现。在一些示例实现中，流程图可以代表示例机器可读指令，并且流程图的示例方法可以通过执行机器可读指令来全部或部分地实现。这样的机器可读指令可以由一个或多个电子和处理单元106(图1)和322(图3)、加热器控制单元202和/或控制器414来执行。特别地，用于执行机器可读指令的处理器或其它合适装置可以从存储装置中(例如随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)等)中取回这样的指令，并运行这些指令。在一些示例中，在图5和图6的流程图中描绘的一个或多个操作可以手动实施。此外，在图5和图6的流程图中描绘的块的执行顺序可以改变，和/或可以重新安排、删除或组合所述描述的一些块。
图5是描绘可以用来加热地表下地层(例如地层F)的示例方法500的流程图。首先，方法500确定要取样的地层区域(例如地层F)(方块502)。例如，地层测井仪(例如具有一基于伽玛射线的装置)可以被放入井眼中(例如井眼102)以确定要取样的地层的深度。然后，地层加热工具(例如加热工具100)被相对于要取样的地层区域(例如地层F)而放置在井眼内(方块504)。例如，为了将加热工具100放入井眼102中，加热工具100可以被下降到使加热模块108与地层F相邻或者对齐的深度(例如基于在方块502中确定的深度)。加热模块108的深度可以使用任何已知的技术(例如线缆104的锚链旗)来确定。另外，位置检测器116可以用来确定工具100相对于地层F的定向，以确定与加热模块108接触的地层F的部分或区域。
然后，加热要取样的地层区域(方块506)。例如，加热器控制单元202(图2)可以基于温度传感器204(图2)提供的地层F区域中的井眼壁123的温度，而将电功率施加到加热元件200(图2)。井眼壁的温度可以控制在期望的升高的温度(例如，油藏环境上50℃)并保持在该升高的温度上。选择加热模块108所保持的已选择或控制的升高的温度，以最小化或者实质上防止促使地层F中的流体热裂解的可能性、或者另外妥协于地层F的完整性和地层F中的地层流体的完整性。然而，合适的升高的温度的选择可基于多种因素，例如地层的地球物理学属性、地层F中的重油的属性等。
方法500继续加热地层F，直到地层F准备好被取样为止(方块508)。地层F可以被加热预定的时间量，其充分加热一体积的地层F以提供期望体积的样品流体。例如，可能需要将一定体积的地层F充分加热数小时，以便易于提取大约1升的重油样品。在方法500确定地层F准备好被取样(方块508)之后，方法500核实井眼102中的取样工具100的位置(例如深度和定向)(方块510)。可以存储所述已核实的位置信息以在地层F的取样期间作为后续的参考。在核实井眼102中取样工具100的位置之后，取样工具100就被从井眼102中移除(方块512)。
图6描绘了从预先被加热的地表下地层区域取样地层流体的示例方法600。首先，取样工具(例如，取样工具300)在地球的地面上被预加热(方块602)。替换地，可以在井眼中加热取样工具。例如，可以使用工具烘炉、加热毯、和/或通过在工具300周围缠绕绝缘电阻元件来将取样工具300至少加热到加热模块108的温度。将取样工具300加热到大约等于要取样的地层F区域被加热到的温度，但该温度并不超过工具300的最大工作工作温度，这减少了当工具300被带进与预先被加热的地层F部分相邻近或者接触时可具有的潜在冷却效应。另外，预加热取样工具300通过将取样的流体的温度在保持相对较高的温度并从而降低粘度，而使取样的地层流体在取样工具300中的流动更为容易。
然后，将预加热的取样工具300放置在井眼102中，以从预先被加热工具100加热的地层F区域获得地层流体的取样(方块604)。通过将取样工具300放在使取样探头305与预先被加热工具100的加热模块108加热的地层F区域对准并能够流体耦接的深度和定向，而将取样工具300放置在井眼102中。如上面结合图3所描述的，位置检测器312、温度传感器324、温度检测模块314、和/或工具放置模块316可以用来放置取样工具300，以使取样探头305与预先被加热的地层F部分适当对齐。
当取样工具300被适当地放置在井眼102中时，示例方法600从地层F中取样地层流体(方块606)。取样工具300可以如上面结合图4所描述的从地层F中取样流体。在示例方法600完成取样(方块606)之后，取样工具300被移动到地面上(方块608)。
尽管前述的示例将示例加热和取样工具描述成使用有线线路装置来实施，但是可替换地使用任何其它的在井孔中部署工具的方式。例如，钻管和/或连续盘管可以用来部署这里描述的示例加热工具和取样工具之一或者全部两者，以取得相似或相同的结果。此外，尽管这里描述的示例内描绘为使用在未套封的井眼中，但是这里描述的示例方法和设备还可以使用在套封的井眼中。
尽管已经在这里描述了特定的方法、设备和制品，但是本专利申请的覆盖范围并不限于此。相反地，本专利覆盖所有在字面上和实质上全然落入所附权利要求的范围内的所有方法、设备和制品。

Claims (20)

1、一种从地表下地层中取样流体的方法，包括：
将具有加热器的第一工具放置在井眼中，使得加热器与部分地表下地层邻近；
利用加热器来加热该部分地表下地层；
从井眼中取出第一工具；
在井眼中定向具有取样探头的第二工具，使得取样探头与被加热器加热的部分地表下地层接触；以及
经由取样探头从被加热器加热的部分地表下地层获得流体样品。
2、如权利要求1所述的方法，其中所述流体样品包括重油、中等重油、超等重油和沥青中的一个。
3、如权利要求1所述的方法，其中所述将第一工具放置在井眼中的步骤包括将第一工具放置在基于地层测井信息的深度。
4、如权利要求1所述的方法，其中所述加热部分地表下地层的步骤包括在预定的温度加热所述部分地表下地层预定的时间。
5、如权利要求1所述的方法，还包括：确定加热器在井眼中的位置，以及使用所确定的位置来将第二井下工具定向在井眼中。
6、如权利要求1所述的方法，其中所述将第二工具定向在井眼中的步骤包括基于当第一工具在井眼中时加热器所处的深度和方位的深度和方位来将第二工具放置在井眼中。
7、如权利要求1所述的方法，其中所述将第二工具定向在井眼中的步骤包括基于第二工具所感测到的井眼壁温度来将第二工具放置在井眼中。
8、如权利要求1所述的方法，其中所述将第二工具定向在井眼中的步骤包括使用工具定位器模块来在井眼中移动第二工具。
9、如权利要求1所述的方法，还包括：在将第二工具放置在井眼中之前加热第二工具。
10、一种用于加热重油样品并从地表下地层重获重油样品的系统，包括：
第一工具，包括用以将热能递送给部分地表下地层的加热模块，其中第一工具包括用以控制加热模块向所述部分地表下地层提供的热能的加热控制单元；和
第二工具，包括取样入口和定向模块，其中定向模块相对于所述部分地表下地层定向该入口。
11、如权利要求10所述的系统，其中第一工具还包括与加热模块相邻的热反射器，以朝井眼的壁至少反射加热模块所提供的部分热能。
12、如权利要求10所述的系统，其中第二工具还包括用来感测井眼的壁的温度的至少一个温度传感器，以标识部分地表下地层。
13、如权利要求10所述的系统，其中第二工具还包括至少一个封隔器和探头，以至少隔离部分井眼的一段。
14、如权利要求10所述的系统，其中所述工具被配置成经由有线线路、钻柱或者盘管而部署在井眼中。
15、一种在从地表下地层中获得流体样品时使用的取样工具，包括：
定向模块，确定取样工具在与地表下地层关联的井眼中的位置；
至少一个温度传感器，用以感测井眼的壁的温度，以便标识预先被加热的部分地表下地层；和
取样探头，从预先被加热的部分地表下地层中获得流体的样品。
16、如权利要求15所述的取样工具，其中所述定向模块通过确定取样工具在井眼中的至少一个定向来确定位置。
17、如权利要求15所述的取样工具，其中至少一个温度传感器包括多个耦接到取样工具的可延伸臂状物，其中每一个臂状物具有在该臂状物的一端的温度传感元件。
18、如权利要求15所述的取样工具，还包括工具放置模块，用以改变取样工具在井眼中的定向。
19、如权利要求18所述的取样工具，其中所述工具放置模块包括多个可延伸臂状物以移动取样工具。
20、如权利要求15所述的取样工具，其中所述取样工具被配置成经由有线线路、钻柱或者盘管而部署在井眼中。
CN200810098726.8A 2007-05-30 2008-05-30 从地表下地层取样重油的方法和设备 Expired - Fee Related CN101315030B (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/755,039 2007-05-30
US11/755,039 US7717172B2 (en) 2007-05-30 2007-05-30 Methods and apparatus to sample heavy oil from a subteranean formation

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN101315030A true CN101315030A (zh) 2008-12-03
CN101315030B CN101315030B (zh) 2014-05-28

Family

ID=40086831

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN200810098726.8A Expired - Fee Related CN101315030B (zh) 2007-05-30 2008-05-30 从地表下地层取样重油的方法和设备

Country Status (3)

Country Link
US (2) US7717172B2 (zh)
CN (1) CN101315030B (zh)
CA (1) CA2837916C (zh)

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102268986A (zh) * 2011-06-29 2011-12-07 中国石油集团西部钻探工程有限公司 井底参数测量装置
CN101644154B (zh) * 2009-08-25 2013-02-13 中国海洋石油总公司 一种地层评价仪
CN103174414A (zh) * 2013-03-26 2013-06-26 中国地质调查局水文地质环境地质调查中心 一种深井井内原位流体取样装置
CN106567690A (zh) * 2016-10-31 2017-04-19 北京首光艾达科技有限公司 油田解腊设备及其频率控制方法
TWI724831B (zh) * 2020-03-24 2021-04-11 國立臺灣海洋大學 熱能示蹤劑試驗之沉水式加熱與控溫系統
CN112945645A (zh) * 2021-03-17 2021-06-11 青海九零六工程勘察设计院 气控式地下水定深取样器
CN113309516A (zh) * 2020-02-26 2021-08-27 中国石油天然气股份有限公司 井下取样装置及方法
CN115931452A (zh) * 2023-03-15 2023-04-07 东营联合石化有限责任公司 一种煅后石油焦取样设备

Families Citing this family (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2442639B (en) * 2005-10-26 2008-09-17 Schlumberger Holdings Downhole sampling apparatus and method for using same
US7886825B2 (en) * 2006-09-18 2011-02-15 Schlumberger Technology Corporation Formation fluid sampling tools and methods utilizing chemical heating
CA2702495C (en) * 2007-10-12 2013-05-21 Schlumberger Canada Limited Methods and apparatus to change the mobility of formation fluids using thermal and non-thermal stimulation
US7937223B2 (en) * 2007-12-28 2011-05-03 Schlumberger Technology Corporation Downhole fluid analysis
US20090166037A1 (en) * 2008-01-02 2009-07-02 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for sampling downhole fluids
US8640790B2 (en) 2009-03-09 2014-02-04 Schlumberger Technology Corporation Apparatus, system and method for motion compensation using wired drill pipe
BRPI0925026B1 (pt) * 2009-10-22 2019-03-26 Halliburton Energy Services Inc. Aparelho, sistema e método para o controle de amostragem de fluido de formação
US8276657B2 (en) 2010-05-07 2012-10-02 Schlumberger Technology Corporation Well fluid sampling system for use in heavy oil environments
US20140130591A1 (en) * 2011-06-13 2014-05-15 Schlumberger Technology Corporation Methods and Apparatus for Determining Downhole Parameters
US20130175036A1 (en) * 2012-01-10 2013-07-11 Andreas Hausot Methods and Apparatus for Downhole Extraction and Analysis of Heavy Oil
US9557437B2 (en) * 2012-08-29 2017-01-31 Selkermetrics, LLC Monitoring movement in fluid-containing environment via variable heating
US9187999B2 (en) * 2012-11-30 2015-11-17 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for obtaining formation fluid samples
CA2892884A1 (en) * 2012-12-10 2014-06-19 Halliburton Energy Services, Inc. Formation thermal measurement apparatus, methods, and systems
CN103334746B (zh) * 2013-06-18 2016-04-06 中国石油天然气集团公司 Fdt模块式地层测试器探头
WO2015137915A1 (en) * 2014-03-10 2015-09-17 Halliburton Energy Services Inc. Identification of thermal conductivity properties of formation fluid
EP3055503A1 (en) * 2014-03-10 2016-08-17 Halliburton Energy Services, Inc. Identification of heat capacity properties of formation fluid
WO2016060689A1 (en) * 2014-10-17 2016-04-21 Halliburton Energy Srvices, Inc. Increasing borehole wall permeability to facilitate fluid sampling
US10207905B2 (en) 2015-02-05 2019-02-19 Schlumberger Technology Corporation Control system for winch and capstan
US10113402B2 (en) * 2015-05-18 2018-10-30 Saudi Arabian Oil Company Formation fracturing using heat treatment
US9719328B2 (en) * 2015-05-18 2017-08-01 Saudi Arabian Oil Company Formation swelling control using heat treatment
WO2018125138A1 (en) 2016-12-29 2018-07-05 Halliburton Energy Services, Inc. Sensors for in-situ formation fluid analysis
US10738602B2 (en) * 2017-09-20 2020-08-11 Saudi Arabian Oil Company In-situ thermal response fluid characterization
US11510338B2 (en) * 2019-02-01 2022-11-22 Arista Networks, Inc. Low temperature threshold fan gating
GB2601185B (en) 2020-11-23 2024-05-15 Bisn Tec Ltd Improvements relating to downhole heater assemblies and methods of operating such

Family Cites Families (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3713488A (en) * 1971-02-22 1973-01-30 W Ellenburg Method and apparatus for isolating the bottom of a borehole from an upper formation
US4137970A (en) * 1977-04-20 1979-02-06 The Dow Chemical Company Packer with chemically activated sealing member and method of use thereof
US4745802A (en) * 1986-09-18 1988-05-24 Halliburton Company Formation testing tool and method of obtaining post-test drawdown and pressure readings
US4881406A (en) * 1987-03-12 1989-11-21 Coury Glenn E Apparatus and method for taking measurements while drilling
US4766955A (en) * 1987-04-10 1988-08-30 Atlantic Richfield Company Wellbore fluid sampling apparatus
US4936139A (en) * 1988-09-23 1990-06-26 Schlumberger Technology Corporation Down hole method for determination of formation properties
US4860581A (en) * 1988-09-23 1989-08-29 Schlumberger Technology Corporation Down hole tool for determination of formation properties
US5353637A (en) * 1992-06-09 1994-10-11 Plumb Richard A Methods and apparatus for borehole measurement of formation stress
US5302781A (en) * 1993-02-05 1994-04-12 Schlumberger Technology Corporation Sidewall contact temperature tool including knife edge sensors for cutting through mudcake and measuring formation temperature
CN2164461Y (zh) * 1993-06-19 1994-05-11 李泽厚 井口取样器
FR2717855B1 (fr) * 1994-03-23 1996-06-28 Drifflex Procédé pour rendre étanche la liaison entre un chemisage intérieur d'une part, et un puits de forage, un tubage ou une canalisation extérieure d'autre part.
US5902939A (en) * 1996-06-04 1999-05-11 U.S. Army Corps Of Engineers As Represented By The Secretary Of The Army Penetrometer sampler system for subsurface spectral analysis of contaminated media
CN2272485Y (zh) * 1996-08-26 1998-01-14 北京依斯特仪器装备有限公司 油田防冻取样加热器
FR2763992B1 (fr) * 1997-05-30 1999-08-20 Drillflex Procede et dispositif pour deboucher un puits ou une canalisation obstrue par des hydrates de gaz
US6247542B1 (en) 1998-03-06 2001-06-19 Baker Hughes Incorporated Non-rotating sensor assembly for measurement-while-drilling applications
MY130493A (en) * 2001-01-18 2007-06-29 Shell Int Research Determining the in situ effective mobility and the effective permeability of a formation.
MY127805A (en) 2001-01-18 2006-12-29 Shell Int Research Determining the pvt properties of a hydrocarbon reservoir fluid
US6823602B2 (en) * 2001-02-23 2004-11-30 University Technologies International Inc. Continuous measurement-while-drilling surveying
WO2003016826A2 (en) 2001-08-17 2003-02-27 Baker Hughes Incorporated In-situ heavy-oil reservoir evaluation with artificial temperature elevation
US6735110B1 (en) * 2002-04-17 2004-05-11 Xilinx, Inc. Memory cells enhanced for resistance to single event upset
US6672386B2 (en) * 2002-06-06 2004-01-06 Baker Hughes Incorporated Method for in-situ analysis of formation parameters
US6854522B2 (en) * 2002-09-23 2005-02-15 Halliburton Energy Services, Inc. Annular isolators for expandable tubulars in wellbores
RU2266392C2 (ru) * 2004-01-27 2005-12-20 Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") Способ удаления асфальтосмолопарафиновых и сульфидсодержащих отложений из скважины
GB2442639B (en) * 2005-10-26 2008-09-17 Schlumberger Holdings Downhole sampling apparatus and method for using same
US20070215348A1 (en) * 2006-03-20 2007-09-20 Pierre-Yves Corre System and method for obtaining formation fluid samples for analysis

Cited By (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101644154B (zh) * 2009-08-25 2013-02-13 中国海洋石油总公司 一种地层评价仪
CN102268986A (zh) * 2011-06-29 2011-12-07 中国石油集团西部钻探工程有限公司 井底参数测量装置
CN102268986B (zh) * 2011-06-29 2013-06-19 中国石油集团西部钻探工程有限公司 井底参数测量装置
CN103174414A (zh) * 2013-03-26 2013-06-26 中国地质调查局水文地质环境地质调查中心 一种深井井内原位流体取样装置
CN103174414B (zh) * 2013-03-26 2016-07-13 中国地质调查局水文地质环境地质调查中心 一种深井井内原位流体取样装置
CN106567690A (zh) * 2016-10-31 2017-04-19 北京首光艾达科技有限公司 油田解腊设备及其频率控制方法
CN113309516A (zh) * 2020-02-26 2021-08-27 中国石油天然气股份有限公司 井下取样装置及方法
TWI724831B (zh) * 2020-03-24 2021-04-11 國立臺灣海洋大學 熱能示蹤劑試驗之沉水式加熱與控溫系統
CN112945645A (zh) * 2021-03-17 2021-06-11 青海九零六工程勘察设计院 气控式地下水定深取样器
CN112945645B (zh) * 2021-03-17 2021-10-29 青海九零六工程勘察设计院 气控式地下水定深取样器
CN115931452A (zh) * 2023-03-15 2023-04-07 东营联合石化有限责任公司 一种煅后石油焦取样设备
CN115931452B (zh) * 2023-03-15 2023-05-16 东营联合石化有限责任公司 一种煅后石油焦取样设备

Also Published As

Publication number Publication date
US7717172B2 (en) 2010-05-18
US20080296017A1 (en) 2008-12-04
CA2837916C (en) 2017-03-07
US8453732B2 (en) 2013-06-04
US20100186948A1 (en) 2010-07-29
CA2837916A1 (en) 2008-12-11
CN101315030B (zh) 2014-05-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101315030B (zh) 从地表下地层取样重油的方法和设备
AU2009303609B2 (en) Systems and methods of forming subsurface wellbores
US7086463B2 (en) Methods of downhole testing subterranean formations and associated apparatus therefor
US9995130B2 (en) Completion system and method for completing a wellbore
RU2464419C2 (ru) Способы и устройства для отбора проб тяжелой нефти из подземного пласта
US10122196B2 (en) Communication using electrical signals transmitted through earth formations between boreholes
US11512546B2 (en) Coiled tubing electronically controlled multilateral access of extended reach wells
NO20160810A1 (en) Downhole tool with retrievable electronics
EP3682083B1 (en) Moisture separation systems for downhole drilling systems

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20140528

Termination date: 20170530