CN1784536A - 用于井下取样罐的连续数据记录器 - Google Patents
用于井下取样罐的连续数据记录器 Download PDFInfo
- Publication number
- CN1784536A CN1784536A CNA2004800118686A CN200480011868A CN1784536A CN 1784536 A CN1784536 A CN 1784536A CN A2004800118686 A CNA2004800118686 A CN A2004800118686A CN 200480011868 A CN200480011868 A CN 200480011868A CN 1784536 A CN1784536 A CN 1784536A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fluid sample
- concerned
- parameter
- sample
- monitoring
- 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.)
- Pending
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 106
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 29
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 27
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 29
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 claims description 5
- 238000011109 contamination Methods 0.000 abstract description 2
- 238000013528 artificial neural network Methods 0.000 abstract 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 abstract 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 abstract 1
- 230000001151 other effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 95
- 230000008569 process Effects 0.000 description 11
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 9
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 9
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 8
- 238000003556 assay Methods 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000012549 training Methods 0.000 description 2
- 238000006957 Michael reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- -1 fetching Substances 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000011155 quantitative monitoring Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
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
- E21B49/081—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells with down-hole means for trapping a fluid sample
- E21B49/082—Wire-line fluid samplers
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
- Devices For Checking Fares Or Tickets At Control Points (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By The Use Of Chemical Reactions (AREA)
Abstract
本发明提供一种连续监测在地层钻孔或井筒底部采集的增压的井筒流体样品完整性的装置和方法。该CDR通过测量井底样品的温度和压力连续工作。近红外，中红外和可见光分析在少量样品上进行以在现场对样品性质和污染程度提供分析。现场分析包括确定气油比，API重度以及各种可以通过训练的神经网络或化学计量公式估计的其他参数。也可以提供一个挠性的机械谐振器来测量流体密度和粘度，其他的参数可以根据流体密度和粘度利用训练的神经网络或化学计量公式来估算。将样品罐过压或增压以消除不利的压降或将少量样品转移到CDR产生的其他影响。
Description
技术领域
本发明主要涉及井底取样领域，尤其是涉及对目标参数进行连续测量并且在将碳氢化合物样品采集到井下样品腔后在现场进行分析以保证样品的完整性直到将样品转移至进行样品分析的实验室。
背景技术
存在于碳氢化合物生产井中的地层流体典型地包括油，气和水的混合物。有限空间内地层流体的压力、温度和体积决定了这些组份的相关系。在地下岩层中，高的井内流体压力在高于泡点压力时常常将气体夹带在油内。当压力降低时，夹带的或溶解的气体混合物从液相样品中分离。来自一口特定井的压力，温度和地层流体组成的精确测量会影响从该井中生产流体的经济效益。该数据同样可提供与各个碳氢化合物储层的最大化完井和生产的程序的相关信息。
某些技术有助于井筒中井底地层流体的分析。Brown等人提出的美国专利号为6,467,544的专利申请描述了一个样品腔，其具有一个可滑动设置的活塞以在活塞一侧限定一个样品腔并在活塞另一侧限定一个缓冲腔。Griffith等人(1993)提出的美国专利号为5,361,839的专利申请公开了一种产生代表井筒中井底流体样品特性的输出的转换器。Schultz等人(1994)提出的美国专利号为5,329,811的专利申请公开了一种估测井筒内流体样品的压力和容积数据的方法和装置。
其他的技术采集井中流体样品以取回到地面。Czenichow等人(1986)提出的美国专利号为4,583,595专利申请公开了一种用于采集井内流体样品的活塞致动机构。Berzin(1988)提出的美国专利号为4,721,157专利申请公开了一种在腔室内采集井内流体样品的移动的阀套。Petermann(1988)提出的美国专利号为4,766,955的专利申请公开了一种采集井内流体样品的与控制阀接合的活塞，Zunkel(1990)提出的美国专利号为4,903,765的专利申请公开了一种时间延迟的井内流体取样器。Gruber等人(1991)提出的美国专利号为5,009,100的专利披露了一种从选定的井筒深度处采集井内流体样品的缆绳取样器，Schultz等(1993)提出的美国专利5,240,072的专利申请公开了一种在不同的时间和深度间隔允许井内流体样品采集的多样品环空压力响应取样器，和Be等人(1994)提出的美国专利号为5,322,120的专利申请公开了一种在井筒深处采集井内流体样品的电致动液压系统。
井筒深处的井下温度常常超过300°F。当将热的地层流体样品取回到70°F的表面时，温度的下降导致地层流体样品收缩。如果样品的体积不变，那么这样的收缩实质上减少了样品的压力。压力的降低改变了原位置地层流体的参数，并可允许液体与夹带在地层流体样品内的气体的相分离。相分离将严重改变地层流体的特性，减少精确评价地层流体实际特性的能力。
为了克服该限制，发展了各种保持地层流体样品压力的技术。Massie等人(1994)提出的美国专利号为5,337,822的专利申请利用一个由高压气体提供动力的液压驱动的活塞对地层流体样品增压。相似的，Shammai(1997)提出的美国专利号为5,662,166的专利申请公开了一种增压气体以对地层流体样品增压。Michaels等人(1994)提出的美国专利号为5,303,775和(1995)提出的美国专利号为5,377,755的专利申请公开了一种双向容积式泵，该泵用于将地层流体样品的压力增加到泡点之上，以便随后的冷却不会将流体的压力降低到泡点之下。
由于恢复过程的不确定性，任何在恢复的单相原油上所进行的压力-体积-温度(PVT)实验室分析都是值得怀疑的。当使用常规的样品罐时，人们试图通过将井筒样品增压至一个远高于井下地层的压力(4500psi或更高)以将冷却和分离成两相的问题最小化。尝试利用额外的增压将足够的额外原油挤压入罐的固定体积内，当冷却至表面温度时，原油仍然在足够的压力下以保持单相状态并且至少保持在井底压力。
因为当原油样品收缩时，气垫膨胀以保持原油中的压力，因此，单相罐的气垫使它更容易将样品保持在单相状态。然而，如果原油收缩太多，气垫(膨胀至与原油收缩差不多)可以膨胀至通过气垫施加到原油上的压力下降到地层压力以下并且允许原油内的沥青质沉淀或形成气泡的点。因此，需要从样品被带到表面开始监测样品的完整性，直到将样品输送到实验室分析。
发明内容
本发明说明了以上描述的相关领域的缺点。本发明提供了对从地层钻孔或井筒底部采集的被增压的井筒流体样品的完整性进行连续监测的装置和方法。一旦采集到井底样品，一个连接于井底样品腔的连续数据记录装置(CDR)将对井底样品的温度和压力进行周期性测量。对样品采用近红外，中红外和可见光分析方法以在现场提供样品的性质和污染程度的分析。现场分析包括确定气油比，API重度和各种可通过训练的神经网络或化学计量公式估算的其他参数。还可提供一个挠性的机械谐振器以测量流体的密度和粘度，其他参数可以根据它们的值利用训练的神经网络或化学计量公式估算。将样品罐加压，加载或增压以消除将样品输送至CDR进行分析产生的不利压降或其他影响。
附图说明
为了详细理解本发明，结合相关附图，参考下面示例性实施例的详细描述，其中相同的部件采用相同的附图标记，其中：
图1为解释本发明操作环境的地层剖面示意图；
图2为本发明的组件与支撑部件配合操作的示意图；
图3为代表性的地层流体抽取和输送系统的示意图；
图4为本发明的连续数据记录模块的示例性实施例的示意图。
具体实施方式
图1示意性地描述了沿井筒穿透件11的地层10的剖面图。通常，井筒至少部分充满了包括水、钻探流体和井筒穿透的地层固有的地层流体的液体混合物。在下文中，这样的流体混合物被称作“井筒流体”。术语“地层流体”在下文中指不包括任何实质的混合物或被非自然存在于特定地层内的流体造成的污染物的特定地层流体。
在缆绳12底端悬挂在井筒11内的是地层流体取样工具20。该缆绳12通常由井架14支撑的滑轮13传送。缆绳的部署和取回通过服务车辆15携带的动力绞盘进行。
依照本发明，图2示意性地说明了取样工具20的一个示意性的实施例。可取的是，这样的取样工具为由相互压缩接头23的螺套首尾连接的几个工具段的一系列组件。适于本发明的工具段的一个部件可包括一个液压动力单元21和一个地层流体抽取器23。在抽取器23的下面，为清除管线提供了一个大的工作容量马达/泵单元24。在大的容积泵的下面是一个具有一个如相对于图3更广泛描述的可被定量监测的较小的工作容量的相似的马达/泵单元25。通常，在小容积泵的下面组装一个或多个样品罐仓部分26。每一个样品罐仓部分26可拥有三个或更多个流体样品罐30。
地层流体抽取器22包括一个与井壁支脚28相对的可延伸的吸入探针27。吸入探针27和相对支脚28都是可液压延伸的以与井筒壁牢固接合。流体抽取工具22的结构和操作细节在美国专利号为5,303,775的专利中得到了更广泛的描述，其详细说明被结合在此申请中。
在样品罐的输送包括将收集的样品输送至PVT实验室的过程中或在样品转移的过程中，传输罐可能会经受可导致罐内压力波动的变化的温度和压力。因此，获得样品压力历史的连续记录是非常重要和有价值的信息。在一个示例性的实施例中，提供本发明的连续数据记录器(CDR)来完成该任务。CDR包括一个不锈钢底盘，监测和记录温度，压力以及其他流体参数的电子板，和为电子板提供动力的电池。在取样、取回、样品输送、在地面PVT实验室内样品输送的过程中，可以安装CDR来记录样品的压力、温度、和其他井底流体参数。在样品输送至实验室的过程中，本发明提供数据。通过CDR提供的数据对客户和样品服务提供者来说非常重要，这是因为在将样品从井筒位置输送到客户的过程中，经常会犯错误或发生意外，这致使非常昂贵的样品对于固体沉积研究毫无价值。客户们不想为由于受温度和压力改变所破坏的样品付钱。这些连续的数据历史能够使客户们比以前任何时候更准确和完整地评价样品的质量并且识别问题的来源。
当将样品从井底样品收集罐转移到如实验室分析罐的另一罐时，本发明解决了数据缺乏的问题。在样品转移的过程中，在所有的时间内最好将压力保持在地层压力以上以便于确保样品不会闪蒸成两相状态。样品上的压力最好也保持在沥青质从样品中析出的压力以上。缺乏适当的设备和人员培训常常导致在样品转移中出现问题，这在过去常常被客户忽略。然而，客户们在获取正确评价该问题的相关数据历史方面表现出很大的兴趣。
本发明提供从井下采集到从样品罐转移至实验室分析的样品的连续的温度，压力和其他流体参数读数。该数据最好定期记录，例如10次/分钟，直到一周，然而，记录周期也可以延长。为客户提供说明样品压力，温度和其他流体参数历史的记录的变量对时间的图表。
本发明不需要兼顾整个样品就能够检查储层流体质。服务公司面临的与任何现场分析相关的主要困难之一就是样品恢复。如果样品没有彻底恢复，那么任何取出的用于现场分析的子样品将改变原始样品的全部组成。该恢复过程或者是不可能的，或者常常是一个依赖于样品组成的非常长的6-8小时的工作。
本发明提供一种不仅提供非常需要的压力，温度和其他流体参数的历史，而且提供初步的现场PVT和其他分析的简单而有效的办法。本发明在样品恢复的过程中提供大量所需的独立的时间曲线(压力和温度)和样品输送过程中的数据。
本发明能够使客户将导致样品质量损失的PVT实验室错误与在现场进行的样品服务的表现分离。因此，本发明能够使样品服务提供者在故障检修和减少取样问题中作更有效的工作。
现在参考图4，示出了本发明的一个示例性的实施例。在一个示例性的实施例中，CDR710模块连接于输送部(DOT)经批准的井下取样罐712。因此，该DOT样品罐和CDR可一起转移至客户或实验室，从而提供所关心的样品性质的连续历史。如上面描述的，将样品增压或对样品施加压力从而使样品保持在地层压力以上。CDR710包括一个主手控阀714，一个在单相罐712和主手控阀714之间的连接件716。CDR还包括包含近红外/中红外(NIR/MIR)的现场分析模块738和可见光分析模块738(未详细示出)，处理器726(未详细示出)，和挠性的机械谐振器727(未详细示出)。该CDR还包括一个副手控阀732、样品转移口730、压力计722(未详细示出)、和记录器725(未详细示出)以及数据转移口728。在一个示例性的实施例中，CDR710连接于DOT单相增压或加压罐712上。在一个示例性的实施例中，CDR710连接于样品罐，在CDR主手控阀714和流体样品740之间建立流体连通。最好通过一个在样品罐活塞721后面的用泵加压或增压的压力719对流体样品740增压或过压以保持样品740高于地层压力。样品740的一小部分进入关闭的主手控阀714和样品740之间的流体通道718。主手控阀714打开并且样品流体进入打开的主手控阀714和关闭的副手控阀732之间的流体通道718。
CDR手持读出器726通过导线717连接于CDR。该闭合的副手控阀732在流体通道718中封闭一部分流体样品，然而，样品流体与压力计722和记录器723联通。电池724为包括压力计722，记录器723和现场分析模块738的CDR电子仪器提供动力。
利用温度计729(未示出)和压力计722(未详细示出)测量温度和压力并利用记录器725(未详细示出)进行记录。然后断开手持读出器并且关闭的主手控阀714隔离主手控阀与副手控阀之间的一部分样品。可以打开副手控阀以使它能够通过样品转移口钩挂在现场设备上。现场分析模块738包括进行NIR/MIR/可见光分析的设备以在现场或在连续的基础上(on a continuousbasis)评价样品的整体性。NIR/MIR/可见光分析在共同拥有的美国申请系列号为10/265,991中得到了披露，其全部内容结合在此作为参考。因此，CDR提供了样品所关心的参数的连续记录。目标参数包括样品压力、温度和NIR/MIR/可见光历史分析并且被连续记录用于样品。现场分析模块728还包括一个如共同拥有的美国专利申请系列号为10/144,965描述的挠性的机械谐振器，其全部内容结合在此作为参考。CDR将以当前的频率(1/5分钟或1/10分钟)读取压力，温度和NIR/MIR/可见光分析数据并保存在存储器上。一旦将CDR连接，就将保护盖放置到正准备传送到PVT实验室的罐中。
也可在下降到井底之前在表面处连接CDR以在CDR和井下流体样品之间提供流体连通。在这种结构下，在井下取样前，取样过程中，在将样品上升到地面的过程中，和在将样品输送到实验室的过程中都可以记录压力，温度和NIR/MIR/可见光的分析数据，这样对于样品的整个寿命可提供连续的数据记录。
在另外的实施例中，本发明的方法作为一组在计算机可读介质上的计算机可执行指令得到实现，计算机可读介质包括ROM，RAM，CDROM，Flash或其他任何计算机可读介质，当执行时现在已知或未知的计算机可读介质使计算机执行本发明的方法。
虽然前面公开的内容直接涉及本发明的示例性实施例，但是对本发明的各种修改对于本领域的技术人员来说都是明显的。这意味着在所附权利要求范围内的各种修改都包含在前面公开的内容中。为了更好地理解本发明的详细描述，和为了对本领域的贡献得到理解，本发明更多重要特征的实施例得到了相当广泛的概括。当然，本发明还有将在下文描述并形成所附权利要求主题的其他特点。
Claims (30)
1、一种监测地层流体样品所关心的参数的装置，包括：
容纳地层流体样品的井下样品腔；和
与地层流体样品直接接触以监测地层流体样品所关心的参数的监测模块。
2、根据权利要求1所述的装置，还包括：监测流体样品压力的压力计。
3、根据权利要求1所述的装置，还包括：监测流体样品温度的温度计。
4、根据权利要求1所述的装置，还包括：记录流体样品所关心的参数的记录器。
5、根据权利要求1所述的装置，还包括：对流体样品进行分析以确定流体样品所关心的第一参数的分析模块。
6、根据权利要求5所述的装置，其中，该分析模块还包括一个确定流体样品所关心的参数的光分析系统。
7、根据权利要求5所述的装置，其中，该分析模块还包括确定流体样品所关心的参数的挠性机械谐振器。
8、根据权利要求5所述的装置，还包括：一个由流体样品所关心的第一参数估计流体样品所关心的第二参数的神经网络。
9、根据权利要求5所述的装置，还包括：一个由流体样品所关心的第一参数估计流体样品所关心的第二参数的化学计量公式。
10、根据权利要求4所述的装置，还包括一个周期性记录所关心的参数的处理器。
11、一种监测地层流体样品所关心的参数的方法，包括：
在容纳地层流体的样品腔内收集井下样品；
建立与流体样品的直接接触；和
监测流体样品所关心的参数。
12、根据权利要求11所述的方法，还包括：监测流体样品的压力。
13、根据权利要求11所述的方法，还包括：监测流体样品的温度。
14、根据权利要求11所述的方法，还包括：记录流体样品所关心的参数。
15、根据权利要求11所述的方法，还包括：对流体样品进行分析以确定流体样品所关心的第一参数。
16、根据权利要求15所述的方法，其中，执行分析的步骤还包括执行确定流体样品所关心的参数的光分析。
17、根据权利要求15所述的方法，其中，执行分析的步骤还包括执行挠性的机械谐振器分析以确定流体样品所关心的参数。
18、根据权利要求15所述的方法，还包括：使用神经网络由流体样品所关心的第一参数估计流体样品所关心的第二参数。
19、根据权利要求15所述的方法，还包括：使用化学计量公式由流体样品所关心的第一参数估计流体样品所关心的第二参数。
20、根据权利要求14所述的方法，还包括周期性地记录所关心的参数。
21、一种包含计算机可执行指令的计算机可读介质，当通过计算机执行该可执行指令时，所述计算机可读介质执行监测地层流体样品所关心的参数的方法，包括：在样品腔内收集井下样品以包含地层流体；
建立与流体样品的直接接触；和
监测流体样品所关心的参数。
22、根据权利要求21所述的介质，还包括：监测流体样品的压力。
23、根据权利要求21所述的介质，还包括：监测流体样品的温度。
24、根据权利要求21所述的介质，还包括：记录流体样品所关心的参数。
25、根据权利要求21所述的介质，还包括：执行对流体样品的分析以确定流体样品所关心的第一参数。
26、根据权利要求25所述的介质，其中，执行分析的步骤还包括执行确定流体样品所关心的参数的光分析。
27、根据权利要求25所述的介质，其中，执行分析的步骤还包括执行确定流体样品所关心的参数的挠性机械谐振器分析。
28、根据权利要求25所述的介质，还包括：使用神经网络由流体样品所关心的第一参数估计流体样品所关心的第二参数。
29、根据权利要求25所述的介质，还包括：利用化学计量公式由流体样品所关心的第一参数估计流体样品所关心的第二参数。
30、根据权利要求24所述的介质，还包括周期性地记录所关心的参数。
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US46767303P | 2003-05-02 | 2003-05-02 | |
| US60/467,673 | 2003-05-02 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN1784536A true CN1784536A (zh) | 2006-06-07 |
Family
ID=33435102
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CNA2004800118686A Pending CN1784536A (zh) | 2003-05-02 | 2004-04-29 | 用于井下取样罐的连续数据记录器 |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7669469B2 (zh) |
| EP (1) | EP1620631B1 (zh) |
| CN (1) | CN1784536A (zh) |
| BR (1) | BRPI0409842B1 (zh) |
| NO (1) | NO335559B1 (zh) |
| RU (1) | RU2348806C2 (zh) |
| WO (1) | WO2004099567A1 (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102808616A (zh) * | 2011-06-03 | 2012-12-05 | 中国船舶重工集团公司第七0五研究所高技术公司 | 地层测试器 |
| CN102877834A (zh) * | 2012-09-14 | 2013-01-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 井下泡点压力快速测试器和井下泡点压力测试方法 |
| CN112730299A (zh) * | 2021-01-13 | 2021-04-30 | 西南石油大学 | 一种基于井下红外光谱的气油比测量方法及装置 |
Families Citing this family (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2524075A1 (en) * | 2003-05-02 | 2004-11-18 | Baker Hughes Incorporated | A method and apparatus for an advanced optical analyzer |
| US7565835B2 (en) | 2004-11-17 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for balanced pressure sampling |
| US8023690B2 (en) * | 2005-02-04 | 2011-09-20 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for imaging fluids downhole |
| US7546885B2 (en) * | 2005-05-19 | 2009-06-16 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for obtaining downhole samples |
| US20080087470A1 (en) | 2005-12-19 | 2008-04-17 | Schlumberger Technology Corporation | Formation Evaluation While Drilling |
| US7367394B2 (en) | 2005-12-19 | 2008-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Formation evaluation while drilling |
| US8032311B2 (en) | 2008-05-22 | 2011-10-04 | Baker Hughes Incorporated | Estimating gas-oil ratio from other physical properties |
| US8508741B2 (en) * | 2010-04-12 | 2013-08-13 | Baker Hughes Incorporated | Fluid sampling and analysis downhole using microconduit system |
| US9429014B2 (en) | 2010-09-29 | 2016-08-30 | Schlumberger Technology Corporation | Formation fluid sample container apparatus |
| US20120086454A1 (en) * | 2010-10-07 | 2012-04-12 | Baker Hughes Incorporated | Sampling system based on microconduit lab on chip |
| RU2490451C1 (ru) * | 2012-02-28 | 2013-08-20 | Андрей Александрович Павлов | Способ контроля глубинной пробы |
| US9303510B2 (en) * | 2013-02-27 | 2016-04-05 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole fluid analysis methods |
| US9212550B2 (en) | 2013-03-05 | 2015-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Sampler chamber assembly and methods |
| CA2848990C (en) * | 2013-04-15 | 2018-03-27 | National Oilwell Varco, L.P. | Pressure core barrel for retention of core fluids and related method |
| US9542511B2 (en) * | 2013-12-27 | 2017-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Synthetic gas-oil-ratio determination for gas dominant fluids |
| US11773718B2 (en) | 2014-03-07 | 2023-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation fluid sampling methods and systems |
| LU92620B1 (de) * | 2014-12-19 | 2016-06-20 | Leica Microsystems | Rastermikroskop |
| US10920586B2 (en) * | 2018-12-28 | 2021-02-16 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for logging while treating |
| RU2723424C1 (ru) * | 2019-09-13 | 2020-06-11 | Андрей Александрович Павлов | Устройство контроля глубинной пробы |
| CN113447302A (zh) * | 2021-07-20 | 2021-09-28 | 重庆工程职业技术学院 | 一种煤层瓦斯含量井下测定装置及其测定方法 |
Family Cites Families (45)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2938117A (en) * | 1956-03-23 | 1960-05-24 | Petroleum Service And Res Corp | Analysis determinative of gas or oil producing strata |
| US3611799A (en) * | 1969-10-01 | 1971-10-12 | Dresser Ind | Multiple chamber earth formation fluid sampler |
| US3957117A (en) * | 1974-08-05 | 1976-05-18 | Dale Clarence R | Method and apparatus for bottom hole testing in wells |
| US3997298A (en) * | 1975-02-27 | 1976-12-14 | Cornell Research Foundation, Inc. | Liquid chromatography-mass spectrometry system and method |
| US4425810A (en) * | 1981-11-05 | 1984-01-17 | Chevron Research Company | Apparatus for physical properties measurements at high temperatures and pressures |
| FR2558522B1 (fr) | 1983-12-22 | 1986-05-02 | Schlumberger Prospection | Dispositif pour prelever un echantillon representatif du fluide present dans un puits, et procede correspondant |
| US4721157A (en) | 1986-05-12 | 1988-01-26 | Baker Oil Tools, Inc. | Fluid sampling apparatus |
| US4739654A (en) * | 1986-10-08 | 1988-04-26 | Conoco Inc. | Method and apparatus for downhole chromatography |
| US4766955A (en) | 1987-04-10 | 1988-08-30 | Atlantic Richfield Company | Wellbore fluid sampling apparatus |
| CA1325379C (en) | 1988-11-17 | 1993-12-21 | Owen T. Krauss | Down hole reservoir fluid sampler |
| US4903765A (en) | 1989-01-06 | 1990-02-27 | Halliburton Company | Delayed opening fluid sampler |
| US4950844A (en) * | 1989-04-06 | 1990-08-21 | Halliburton Logging Services Inc. | Method and apparatus for obtaining a core sample at ambient pressure |
| GB2237557A (en) * | 1989-11-03 | 1991-05-08 | Univ Waterloo | Apparatus for collecting samples from ground-holes |
| GB9003467D0 (en) | 1990-02-15 | 1990-04-11 | Oilphase Sampling Services Ltd | Sampling tool |
| US5083124A (en) * | 1990-04-17 | 1992-01-21 | Teleco Oilfield Services Inc. | Nuclear logging tool electronics including programmable gain amplifier and peak detection circuits |
| NO172863C (no) | 1991-05-03 | 1993-09-15 | Norsk Hydro As | Elektro-hydraulisk bunnhullsproevetakerutstyr |
| US5240072A (en) | 1991-09-24 | 1993-08-31 | Halliburton Company | Multiple sample annulus pressure responsive sampler |
| US5635631A (en) * | 1992-06-19 | 1997-06-03 | Western Atlas International, Inc. | Determining fluid properties from pressure, volume and temperature measurements made by electric wireline formation testing tools |
| US5377755A (en) | 1992-11-16 | 1995-01-03 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for acquiring and processing subsurface samples of connate fluid |
| US5303775A (en) | 1992-11-16 | 1994-04-19 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for acquiring and processing subsurface samples of connate fluid |
| US5329811A (en) | 1993-02-04 | 1994-07-19 | Halliburton Company | Downhole fluid property measurement tool |
| US5448477A (en) * | 1993-02-22 | 1995-09-05 | Panex Corporation | Systems for input and output of data to a well tool |
| US5361839A (en) | 1993-03-24 | 1994-11-08 | Schlumberger Technology Corporation | Full bore sampler including inlet and outlet ports flanking an annular sample chamber and parameter sensor and memory apparatus disposed in said sample chamber |
| FR2725275B1 (fr) * | 1994-09-30 | 1996-12-20 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif perfectionne pour faire des mesures thermodynamiques sur des echantillons de fluides petroliers |
| US5622223A (en) * | 1995-09-01 | 1997-04-22 | Haliburton Company | Apparatus and method for retrieving formation fluid samples utilizing differential pressure measurements |
| US5662166A (en) | 1995-10-23 | 1997-09-02 | Shammai; Houman M. | Apparatus for maintaining at least bottom hole pressure of a fluid sample upon retrieval from an earth bore |
| US5859430A (en) * | 1997-04-10 | 1999-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for the downhole compositional analysis of formation gases |
| US6688390B2 (en) * | 1999-03-25 | 2004-02-10 | Schlumberger Technology Corporation | Formation fluid sampling apparatus and method |
| CA2269300A1 (en) * | 1999-04-16 | 2000-10-16 | Rene Grande | Strainer nipple tool |
| US6538576B1 (en) * | 1999-04-23 | 2003-03-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-contained downhole sensor and method of placing and interrogating same |
| US6334489B1 (en) * | 1999-07-19 | 2002-01-01 | Wood Group Logging Services Holding Inc. | Determining subsurface fluid properties using a downhole device |
| US6507401B1 (en) * | 1999-12-02 | 2003-01-14 | Aps Technology, Inc. | Apparatus and method for analyzing fluids |
| US6794652B2 (en) * | 2000-05-19 | 2004-09-21 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for a rigid backup light source for down-hole spectral analysis |
| US6474152B1 (en) * | 2000-11-02 | 2002-11-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for optically measuring fluid compressibility downhole |
| US6659177B2 (en) * | 2000-11-14 | 2003-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Reduced contamination sampling |
| US6467544B1 (en) | 2000-11-14 | 2002-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Sample chamber with dead volume flushing |
| JP4188087B2 (ja) * | 2001-03-23 | 2008-11-26 | シュルンベルジェ ホールディングス リミテッド | 流体特性センサー |
| WO2002093126A2 (en) * | 2001-05-15 | 2002-11-21 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for downhole fluid characterization using flxural mechanical resonators |
| GB2377952B (en) * | 2001-07-27 | 2004-01-28 | Schlumberger Holdings | Receptacle for sampling downhole |
| AU2002353109B2 (en) * | 2001-12-12 | 2007-05-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for measuring adsorbed and interstitial fluids |
| US6640625B1 (en) * | 2002-05-08 | 2003-11-04 | Anthony R. H. Goodwin | Method and apparatus for measuring fluid density downhole |
| US7081615B2 (en) * | 2002-12-03 | 2006-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for the downhole characterization of formation fluids |
| US7036362B2 (en) * | 2003-01-20 | 2006-05-02 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole determination of formation fluid properties |
| CA2524075A1 (en) * | 2003-05-02 | 2004-11-18 | Baker Hughes Incorporated | A method and apparatus for an advanced optical analyzer |
| US7196786B2 (en) * | 2003-05-06 | 2007-03-27 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for a tunable diode laser spectrometer for analysis of hydrocarbon samples |
-
2004
- 2004-04-29 WO PCT/US2004/013671 patent/WO2004099567A1/en active IP Right Grant
- 2004-04-29 RU RU2005137359/03A patent/RU2348806C2/ru active
- 2004-04-29 BR BRPI0409842-0A patent/BRPI0409842B1/pt active IP Right Grant
- 2004-04-29 EP EP04760686A patent/EP1620631B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-04-29 CN CNA2004800118686A patent/CN1784536A/zh active Pending
- 2004-04-30 US US10/836,993 patent/US7669469B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2005
- 2005-11-02 NO NO20055117A patent/NO335559B1/no unknown
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102808616A (zh) * | 2011-06-03 | 2012-12-05 | 中国船舶重工集团公司第七0五研究所高技术公司 | 地层测试器 |
| CN102877834A (zh) * | 2012-09-14 | 2013-01-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 井下泡点压力快速测试器和井下泡点压力测试方法 |
| CN112730299A (zh) * | 2021-01-13 | 2021-04-30 | 西南石油大学 | 一种基于井下红外光谱的气油比测量方法及装置 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO335559B1 (no) | 2014-12-29 |
| EP1620631A1 (en) | 2006-02-01 |
| BRPI0409842B1 (pt) | 2015-03-03 |
| EP1620631B1 (en) | 2007-07-11 |
| NO20055117L (no) | 2005-11-29 |
| BRPI0409842A (pt) | 2006-05-09 |
| US7669469B2 (en) | 2010-03-02 |
| RU2005137359A (ru) | 2007-06-10 |
| RU2348806C2 (ru) | 2009-03-10 |
| WO2004099567A1 (en) | 2004-11-18 |
| NO20055117D0 (no) | 2005-11-02 |
| US20040216521A1 (en) | 2004-11-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN1784536A (zh) | 用于井下取样罐的连续数据记录器 | |
| CN1784535B (zh) | 用于井下微型取样器的方法和装置 | |
| CN1826455B (zh) | 改进的泡点压力井下pv测试 | |
| CN101189409B (zh) | 井下流体分析的方法和装置 | |
| US7497256B2 (en) | Method and apparatus for collecting fluid samples downhole | |
| EP1877646B1 (en) | Methods and apparatus of downhole fluid analysis | |
| US9557312B2 (en) | Determining properties of OBM filtrates | |
| US11927716B2 (en) | Predicting contamination and clean fluid properties from downhole and wellsite gas chromatograms | |
| US9115567B2 (en) | Method and apparatus for determining efficiency of a sampling tool | |
| EP3008287A1 (en) | System and method for estimating oil formation volume factor downhole | |
| US20120304757A1 (en) | Methods and apparatus to estimate fluid component volumes | |
| EP1865147A1 (en) | A method and apparatus for a downhole micro-sampler | |
| US20240151140A1 (en) | Identifying Asphaltene Precipitation And Aggregation With A Formation Testing And Sampling Tool | |
| Rezaei et al. | Fracture diagnostic testing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C02 | Deemed withdrawal of patent application after publication (patent law 2001) | ||
| WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication |
Open date: 20060607 |