FR2836953A1 - Appareil d'essai de formation pour un pre-essai utilisant un controle du debit du fluide pulse - Google Patents
Appareil d'essai de formation pour un pre-essai utilisant un controle du debit du fluide pulse Download PDFInfo
- Publication number
- FR2836953A1 FR2836953A1 FR0302800A FR0302800A FR2836953A1 FR 2836953 A1 FR2836953 A1 FR 2836953A1 FR 0302800 A FR0302800 A FR 0302800A FR 0302800 A FR0302800 A FR 0302800A FR 2836953 A1 FR2836953 A1 FR 2836953A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- pressure
- formation
- chamber
- volume
- fluid
- 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.)
- Withdrawn
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 92
- 238000012360 testing method Methods 0.000 title claims abstract description 82
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 66
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 33
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 28
- 238000012549 training Methods 0.000 claims description 32
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 5
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 12
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 8
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 71
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 230000009103 reabsorption Effects 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000004378 air conditioning Methods 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000009931 pascalization Methods 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 230000036962 time dependent Effects 0.000 description 1
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
- E21B49/008—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 by injection test; by analysing pressure variations in an injection or production test, e.g. for estimating the skin factor
-
- 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
-
- 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
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Testing Of Devices, Machine Parts, Or Other Structures Thereof (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
Abstract
La présente invention a trait à des procédés et à un appareil pour utiliser un appareil d'essai de formation afin de réaliser un pré-essai dans une formation ayant une faible perméabilité, en recueillant de façon intermittente une partie de fluide à un débit de soutirage constant. La pression de soutirage est contrôlée jusqu'à atteindre une pression différentielle maximale entre la formation et l'appareil d'essai. Le piston est alors arrêté jusqu'à ce que la pression différentielle augmente pour atteindre une valeur de consigne, moment auquel le piston est remis en marche. Le fonctionnement intermittent maîtrisé du piston continue jusqu'à atteindre un volume de pré-essai déterminé. Le soutirage modulé permet une collecte précise de données sur la pression en fonction du temps, utilisée ensuite pour calculer la pression et la perméabilité de la formation. La présente invention peut être également mise en oeuvre dans les mises en oeuvre de diagraphie en cours de sondage et les mises en oeuvre de mesure en cours de sondage dans lesquelles la gestion de la consommation d'énergie est essentielle.
Description
<Desc/Clms Page number 1>
APPAREIL D'ESSAI DE FORMATION POUR UN PRÉ-ESSAI UTILISANT
UN CONTRÔLE DU DÉBIT DU FLUIDE PULSÉ Arrière-plan de l'invention
La présente invention a trait à des procédés et à un appareil pour utiliser un appareil d'essai de formation pour réaliser un pré-essai sur une formation souterraine à l'aide d'un puits de forage, en vue d'obtenir des données sur la réponse pression en fonction du temps, afin de calculer la pression et la perméabilité de la formation. Plus particulièrement, la présente invention a trait à des procédés et à un appareil améliorés pour réaliser le cycle de soutirage d'un pré-essai dans une formation ayant une faible perméabilité.
UN CONTRÔLE DU DÉBIT DU FLUIDE PULSÉ Arrière-plan de l'invention
La présente invention a trait à des procédés et à un appareil pour utiliser un appareil d'essai de formation pour réaliser un pré-essai sur une formation souterraine à l'aide d'un puits de forage, en vue d'obtenir des données sur la réponse pression en fonction du temps, afin de calculer la pression et la perméabilité de la formation. Plus particulièrement, la présente invention a trait à des procédés et à un appareil améliorés pour réaliser le cycle de soutirage d'un pré-essai dans une formation ayant une faible perméabilité.
En raison des coûts élevés associés au forage et à la production de puits d'hydrocarbures, l'optimisation de la performance des puits est devenue très importante.
L'acquisition de données précises provenant du puits de forage est essentielle à l'optimisation de l'équipement d'un puits d'hydrocarbures, de son exploitation et/ou de sa
<Desc/Clms Page number 2>
reprise. Ces données du puits de forage peuvent être utilisées pour déterminer l'emplacement et la qualité des réserves d'hydrocarbures, si l'on peut extraire ces réserves grâce par l'intermédiaire du puits de forage, et pour la surveillance du puits pendant des opérations de forage.
La diagraphie est un moyen permettant de collecter des données à partir de formations souterraines en suspendant les instruments de mesure à l'intérieur d'un puits de forage et en montant ou en descendant les instruments pendant la réalisation des mesures le long du puits de forage. Par exemple, on peut collecter des données en descendant un instrument de mesure dans le puits de forage en utilisant un équipement de diagraphie au câble, un équipement de diagraphie en cours de sondage (LWD) ou un équipement de mesure en cours de sondage (MWD). Dans les opérations de diagraphie au câble, on remonte le train de tiges du puits de forage et on descend les outils de mesure dans le puits de forage en utilisant un câble lourd comprenant des fils électriques pour fournir du courant et une commande depuis la surface. Dans les opérations de LWD et MWD, les outils de mesure sont intégrés dans le train de tiges et sont habituellement alimentés par des accumulateurs et commandés par des systèmes de commande embarqués et/ou à distance.
Indépendamment du type d'équipement de diagraphie utilisé, les outils de mesure enregistrent normalement des données à des profondeurs multiples le long du puits. Ces données sont traitées pour fournir une image informationnelle, ou diagramme, de la formation, qui est ensuite utilisée, entre autres, pour déterminer l'emplacement et la qualité des réserves d'hydrocarbures. Un tel outil de mesure utilisé pour évaluer les formations souterraines est un appareil d'essai de formation.
Pour comprendre les mécanismes d'un essai de formation, il est important de comprendre d'abord la manière dont les hydrocarbures sont stockés dans les formations souterraines.
<Desc/Clms Page number 3>
Les hydrocarbures ne sont pas typiquement situés dans de grands gisements souterrains, mais à l'inverse, dans de très petits orifices, ou espaces poreux, à l'intérieur de certains types de roche. La capacité d'une formation rocheuse à permettre aux hydrocarbures de se déplacer entre les pores, et par conséquent dans un puits de forage, est appelée perméabilité. La viscosité du pétrole est également un paramètre important et la perméabilité, divisée par la viscosité, est appelée "mobilité" (k/l1). De même, les hydrocarbures contenus dans ces formations sont habituellement sous pression et il est important de déterminer la valeur de cette pression afin d'exploiter le puits de façon efficace et en toute sécurité.
Pendant les opérations de forage, on remplit habituellement un puits de forage avec un fluide de forage ("boue"), tel que de l'eau, ou une boue à base d'eau ou à base d'huile. On peut augmenter la masse volumique du fluide de forage en ajoutant des solides spéciaux qui sont mis en suspension dans la boue. L'augmentation de la masse volumique du fluide de forage augmente la pression hydrostatique contribuant à maintenir l'intégrité du puits de forage et empêchant les fluides de la formation de pénétrer de façon indésirée dans le puits de forage. On fait circuler le fluide de forage en continu pendant les opérations de forage. Au cours du temps, au fur et à mesure qu'une partie de la portion liquide de la boue s'écoule dans la formation, les solides de la boue se déposent sur la paroi interne du puits de forage pour former un gâteau de boue.
Le gâteau de boue agit comme une membrane entre le puits de forage, qui est rempli de fluide de forage, et la formation renfermant des hydrocarbures. Le gâteau de boue limite également la migration des fluides de forage, depuis la zone de pression hydrostatique élevée dans le puits de forage vers la formation sous pression relativement faible. Les gâteaux de boue, typiquement, ont une épaisseur d'environ
<Desc/Clms Page number 4>
0,63 cm à 1, 27 cm (0,25 à 0,5 inch), et les gâteaux de boue polymères ont souvent une épaisseur d'environ 0,25 cm (0,1 inch). Sur le côté formation du gâteau de boue, la pression diminue progressivement pour égaler la pression de la formation environnante.
La structure et le fonctionnement d'un appareil d'essai de formation générique sont mieux expliqués en se référant à la figure 5. Lors d'une opération d'essai de formation classique, on descend un appareil d'essai de formation 500 sur un câble métallique 501 à une profondeur souhaitée, à l'intérieur d'un puits de forage 502. Le puits de forage 502 est rempli de boue 504, et la paroi du puits de forage 502 est revêtue d'un gâteau de boue 506. Etant donné que l'intérieur de l'outil est ouvert sur le puits de forage, les pressions hydrostatiques interne et externe à l'outil sont égales. Une fois l'appareil d'essai de formation 500 à la profondeur souhaitée, on allonge une sonde 512 pour la mettre en prise de façon étanche avec la paroi du puits de forage 502 et on isole la canalisation d'écoulement de l'appareil d'essai 519 du puits de forage 502 en fermant une vanne d'égalisation 514.
L'appareil d'essai de formation 500 comprend une canalisation d'écoulement 519 en communication fluide avec la formation et un capteur de pression 516 qui peut contrôler la pression de fluide dans la canalisation d'écoulement 519 au cours du temps. A partir de ces données sur la pression en fonction du temps, on peut déterminer la pression et la perméabilité de la formation. Les techniques pour déterminer la pression et la perméabilité de la formation à partir des données de pression en fonction du temps sont décrites dans le brevet US ? 5 703 286, de Proett et al.
La collecte de données sur l'évolution de la pression en fonction du temps est souvent réalisée pendant une séquence
<Desc/Clms Page number 5>
de pré-essai comprenant un cycle de soutirage et un cycle de remontée de pression. Pour aspirer le fluide dans l'appareil d'essai 500, on ferme la vanne d'égalisation 514 et on met l'appareil d'essai de formation 500 en position en étendant une paire de pieds 508 et un coussinet isolant 510 pour mettre le gâteau de boue 506 en prise sur la paroi interne du puits de forage 502. Le coussinet isolant 510 assure l'étanchéité contre le gâteau 506 et autour de la sonde creuse 512, ce qui place la canalisation d'écoulement 519 en communication fluide avec la formation. Ceci crée une voie permettant aux fluides de la formation de s'écouler entre la formation 522 et l'appareil d'essai de formation-500.
On commence le cycle de soutirage en rétractant un piston de pré-essai 518 disposé à l'intérieur d'une chambre de pré-essai 520 qui est en communication fluide avec la canalisation d'écoulement 519. Le déplacement du piston de pré-essai 518 crée un déséquilibre de pression entre la canalisation d'écoulement 519 et la formation 522, aspirant ainsi le fluide de la formation dans la canalisation d'écoulement 519 à travers la sonde 512. Le cycle de soutirage se termine, et le cycle de remontée de pression commence lorsque le piston de pré-essai 518 s'est déplacé d'un volume de pré-essai déterminé, typiquement de 10 cm3. Pendant le cycle de remontée, le fluide de la formation continue de pénétrer dans l'appareil d'essai 500 et la pression dans la canalisation d'écoulement 519 augmente. Le fluide de la formation continue d'entrer dans l'appareil d'essai 500 jusqu'à ce que la pression du fluide dans la canalisation d'écoulement 519 soit égale à la pression de la formation ou jusqu'à ce que le différentiel de pression soit insuffisant pour entraîner davantage de fluides dans l'appareil d'essai. La pression à l'intérieur de la canalisation d'écoulement 519 est contrôlée par un capteur de pression 516 à la fois pendant le cycle de soutirage et pendant le cycle de remontée de pression, et la réponse de
<Desc/Clms Page number 6>
pression pour une durée donnée est enregistrée. D'autres procédés et équipements d'essai de formation sont décrits dans les brevets US No 5 602 334 et 5 644 076.
Les équipements d'essai de formation sont classiquement conçus pour fonctionner à un débit de soutirage unique et constant, et le soutirage se poursuit jusqu'à atteindre un volume déterminé. Les systèmes de commande qui déterminent le débit de soutirage, en régulant le déplacement du piston de pré-essai 518, sont souvent conçus de façon fonctionner avec le plus d'efficacité à un débit de soutirage fixe. Afin de simplifier la conception et le fonctionnement du système, les outils d'essai de formation classiques, tels que l'appareil 500, sont également conçus pour aspirer un volume de fluide déterminé pendant chaque cycle de soutirage. Un débit de soutirage typique est de 1,0 cm3/s, avec un volume de préessai de 10 cm3.
Dans les mises en oeuvre normales, le piston de pré-essai 518 se rétracte pour aspirer le fluide de la formation dans la canalisation d'écoulement 519 à un débit supérieur au débit auquel le fluide de la formation s'écoule hors de la formation. Ceci crée une chute de pression initiale à l'intérieur de la canalisation d'écoulement 519. Une fois que le piston de pré-essai 518 arrête de se déplacer, la pression dans la canalisation d'écoulement 519 augmente progressivement pendant le cycle de remontée de pression, jusqu'à ce que la pression dans la canalisation d'écoulement 519 soit égale à la pression de la formation. Au cours de ce processus, on réalise un certain nombre de mesures de pression. La pression de soutirage, par exemple, est la pression détectée pendant la rétraction du piston de préessai 518. Cette pression est à son niveau le plus bas lorsque le piston de pré-essai 518 arrête de se déplacer. La pression de remontée est la pression détectée pendant que la
<Desc/Clms Page number 7>
pression du fluide de la formation remonte dans la canalisation d'écoulement. La figure 2 est un graphique représentant l'évolution typique de la pression en fonction du temps 210 pour un soutirage à un débit constant.
Le maintien d'un débit de soutirage à une valeur constante peut limiter l'efficacité de l'appareil d'essai lors d'un essai dans des zones de faible perméabilité, par exemples de moins de 1,0 md (millidarcy), car la pression de soutirage peut être réduite et peut devenir inférieure au point de bulle du fluide de la formation, ce qui provoquera un dégagement gazeux à partir du liquide. Pour obtenir une réponse utile de la pression en fonction du temps a partir du pré-essai, si ceci se produit, il est nécessaire d'attendre que le gaz soit réabsorbé dans le fluide. La réabsorption du gaz dans le fluide peut prendre beaucoup de temps, souvent une heure. Ce retard est souvent inacceptable pour les opérateurs, et par conséquent, peut empêcher la collecte de données sur la pression en fonction du temps et le calcul ultérieur de la pression et de la perméabilité de la formation, dans des formations de faible perméabilité.
Un autre problème rencontré lorsque l'on utilise des procédés de soutirage à débit constant dans les mises en oeuvre de LWD ou MWD, est le manque d'alimentation électrique disponible. Contrairement aux outils de diagraphie au câble tirant leur énergie, par l'intermédiaire du câble électrique, d'une source en surface, dans les mises en oeuvre LWD ou MWD, les outils de mesure sont alimentés par des accumulateurs et disposent donc d'une énergie disponible limitée. L'énergie utilisée par le système peut être exprimée en multipliant le changement de pression dans la canalisation d'écoulement
Pcanalisation d'écoulement) par le débit de soutirage (soutirage) ou : Energie = Dpjg-Q d'écoulement soutirage Eq. l
Pcanalisation d'écoulement) par le débit de soutirage (soutirage) ou : Energie = Dpjg-Q d'écoulement soutirage Eq. l
<Desc/Clms Page number 8>
Par conséquent, dans une formation de faible perméabilité dans laquelle une augmentation de la pression de soutirage est nécessaire, les besoins en énergie augmentent pour un débit de soutirage donné. Ainsi, une grande quantité d'énergie peut être nécessaire pendant le procédé de soutirage, et il peut être très difficile, d'un point de vue pratique, de fournir cette énergie à partir d'accumulateurs dans une mise en oeuvre de LWD ou MWD.
Afin de décrire complètement les formes de réalisation de la présente invention, ainsi que pour illustrer les avantages et les améliorations des procédés et appareils, la figure 1 fournit une représentation graphique du fonctionnement d'un outil d'essai de formation classique, tel que l'outil de la figure 5, fonctionnant dans une formation de faible perméabilité. Comme décrit précédemment, l'outil d'essai de formation classique 500 est conçu pour fonctionner à un débit de soutirage à une valeur constante de 1,0 cm3/s et à un volume de pré-essai de 10 cm3. Sur la figure 1, la formation de faible perméabilité à partir de laquelle on recueille l'échantillon possède une perméabilité de 0,1 millidarcy (md) ou moins, et le fluide de la formation possède un point de bulle d'approximativement 4826,5 kPa (700 psi).
La figure 1 présente des courbes graphiques représentant la pression en fonction du temps, ligne 102, et le débit de soutirage en fonction du temps, ligne en pointillés 104, lors d'un essai pour recueillir un échantillon du fluide de la formation dans une formation ayant une faible perméabilité, en utilisant un débit de soutirage à une valeur constante classique, telle que 1,0 crn/s pendant 10 secondes, pour recueillir un volume de pré-essai de 10 cm3. La pression de soutirage minimale, indiquée en 110, peut chuter de 68950 kPa (10 000 psi), en dessous de la pression de la formation.
<Desc/Clms Page number 9>
Comme mentionné ci-dessus, dans les formations de faible porosité, cette pression minimale 110 peut tomber en dessous du point de bulle 106 du fluide de la formation, provoquant la formation de bulles de gaz dans l'échantillon. Afin d'obtenir des lectures précises, la partie de remontée du cycle doit continuer jusqu'à ce que le gaz soit réabsorbé dans la solution, tel qu'en 112, puis une quantité de fluide de la formation suffisante est aspirée dans l'appareil d'essai, de sorte que la pression se stabilise en 114. La durée de dégagement. et de réabsorption du gaz, indiquée par la partie en trait plein 112, est longue et cette durée est souvent inacceptable pour les opérateurs de la aiàgraphie.
Ainsi, il est souhaitable de réaliser le cycle de soutirage sans laisser la pression de soutirage de tomber en dessous du point de bulle du fluide.
C'est pour toutes ces raisons que l'on souhaite fournir un outil de mesure de pression et de perméabilité ne nécessitant pas d'énergie fournie par un câble métallique et ne perdant son efficacité dans des formations de faible perméabilité.
Résumé de l'invention
La présente invention a trait à des procédés et à un appareil améliorés pour réaliser un pré-essai avec un outil d'essai de formation. Les procédés et l'appareil de la présente invention évitent la cavitation et réduisent les besoins en énergie en rétractant un piston à un débit de soutirage relativement élevé de façon intermittente pendant le recueil d'un volume de pré-essai déterminé. Ceci aboutit à un débit de soutirage moyen réduit, ce qui réduit l'utilisation d'énergie et maintient le fluide de la formation sous une pression supérieure à son point de bulle.
La présente invention a trait à des procédés et à un appareil améliorés pour réaliser un pré-essai avec un outil d'essai de formation. Les procédés et l'appareil de la présente invention évitent la cavitation et réduisent les besoins en énergie en rétractant un piston à un débit de soutirage relativement élevé de façon intermittente pendant le recueil d'un volume de pré-essai déterminé. Ceci aboutit à un débit de soutirage moyen réduit, ce qui réduit l'utilisation d'énergie et maintient le fluide de la formation sous une pression supérieure à son point de bulle.
On met en oeuvre une forme de réalisation de la présente invention en utilisant un système de commande destiné à réaliser des pauses lors de l'opération de soutirage en
<Desc/Clms Page number 10>
arrêtant de façon intermittente le déplacement du piston de pré-essai. Le soutirage, dans cette forme de réalisation, est réalisé à un débit constant pendant que l'on contrôle la pression de soutirage jusqu'à atteindre une pression différentielle maximale. Une fois cette pression différentielle maximale atteinte, on arrête le piston de préessai. On laisse la pression de remontée augmenter jusqu'à atteindre une valeur seuil déterminée, moment auquel le piston de pré-essai reprend sa rétractation. Par conséquent, le soutirage se produit à un débit constant mis en oeuvre de manière graduelle que l'on peut représenter sous forme d'onde carrée. L'impulsion intermittente régulée du piston de préessai continue jusqu'à ce que le volume de pré-essai requis ait été aspiré.
Brève description des dessins
La nature, les buts et les avantages de la présente invention seront plus évidents pour l'homme du métier après la lecture de la description détaillée suivante, en se référant aux figures annexées, dans lesquelles : la figure 1 est un graphique illustrant la pression et le débit de soutirage associé dans un appareil d'essai de formation fonctionnant selon les procédés de la technique antérieure ; la figure 2 est un graphique illustrant la pression dans un appareil d'essai de formation pendant un essai de formation réalisé à un faible débit de soutirage ; la figure 3 est un graphique illustrant la pression dans un appareil d'essai de formation pendant un essai de formation réalisé selon une forme de réalisation de la présente invention ; la figure 4 est un graphique illustrant la pression dans un appareil d'essai de formation pendant un essai de formation réalisé selon la même forme de réalisation que sur la figure 3, mais avec une durée d'impulsion différente ; et
La nature, les buts et les avantages de la présente invention seront plus évidents pour l'homme du métier après la lecture de la description détaillée suivante, en se référant aux figures annexées, dans lesquelles : la figure 1 est un graphique illustrant la pression et le débit de soutirage associé dans un appareil d'essai de formation fonctionnant selon les procédés de la technique antérieure ; la figure 2 est un graphique illustrant la pression dans un appareil d'essai de formation pendant un essai de formation réalisé à un faible débit de soutirage ; la figure 3 est un graphique illustrant la pression dans un appareil d'essai de formation pendant un essai de formation réalisé selon une forme de réalisation de la présente invention ; la figure 4 est un graphique illustrant la pression dans un appareil d'essai de formation pendant un essai de formation réalisé selon la même forme de réalisation que sur la figure 3, mais avec une durée d'impulsion différente ; et
<Desc/Clms Page number 11>
la figure 5 est un schéma illustrant un appareil d'essai de formation à câble connu.
Description détaillée des formes de réalisation préférées
La figure 2 représente une courbe de pression en fonction du temps 200 pour une autre opération de soutirage dans la même formation de 0,1 md que décrite au sujet de la figure 1. La courbe 210 décrit le débit de soutirage en fonction du temps (sur l'échelle verticale droite) pour un débit de soutirage à une valeur constante de 0,15 cm3/s. Ce débit de soutirage constant est maintenu pendant 70 secondes afin de recueillir un échantillon de fluide de 10,5 cm3. Bien que la durée du soutirage de pré-essai de la figure 2 soit supérieure de 60 secondes à celle de l'échantillon de la figure 1, la pression de soutirage de la figure 2 reste, pendant toute la durée, supérieure au point de bulle 206 du fluide de la formation, ce qui fait qu'aucun gaz ne se dégage dans la canalisation d'écoulement. Ainsi, une solution au problème consistant à réaliser un pré-essai sur une formation de faible perméabilité serait d'utiliser un piston de préessai qui fonctionne à un débit unique de soutirage suffisamment faible pour fournir une pression de soutirage restant supérieure au point de bulle du fluide de la formation. Dans ce cas, ce débit ne fournirait pas un soutirage suffisant pour réaliser un pré-essai efficace dans des zones de perméabilité supérieure. En outre, comme expliqué ci-dessus, l'outil classique est conçu de façon à fonctionner avec un débit de soutirage de 1,0 cm3/s. Il n'est pas souhaitable de modifier l'outil pour qu'il fonctionne à des débits de soutirage inférieurs à 1,0 cm3/s.
La figure 2 représente une courbe de pression en fonction du temps 200 pour une autre opération de soutirage dans la même formation de 0,1 md que décrite au sujet de la figure 1. La courbe 210 décrit le débit de soutirage en fonction du temps (sur l'échelle verticale droite) pour un débit de soutirage à une valeur constante de 0,15 cm3/s. Ce débit de soutirage constant est maintenu pendant 70 secondes afin de recueillir un échantillon de fluide de 10,5 cm3. Bien que la durée du soutirage de pré-essai de la figure 2 soit supérieure de 60 secondes à celle de l'échantillon de la figure 1, la pression de soutirage de la figure 2 reste, pendant toute la durée, supérieure au point de bulle 206 du fluide de la formation, ce qui fait qu'aucun gaz ne se dégage dans la canalisation d'écoulement. Ainsi, une solution au problème consistant à réaliser un pré-essai sur une formation de faible perméabilité serait d'utiliser un piston de préessai qui fonctionne à un débit unique de soutirage suffisamment faible pour fournir une pression de soutirage restant supérieure au point de bulle du fluide de la formation. Dans ce cas, ce débit ne fournirait pas un soutirage suffisant pour réaliser un pré-essai efficace dans des zones de perméabilité supérieure. En outre, comme expliqué ci-dessus, l'outil classique est conçu de façon à fonctionner avec un débit de soutirage de 1,0 cm3/s. Il n'est pas souhaitable de modifier l'outil pour qu'il fonctionne à des débits de soutirage inférieurs à 1,0 cm3/s.
Les formes de réalisation préférées de la présente invention fournissent les résultats souhaités, à savoir la capacité à réaliser un pré-essai sur une formation de faible perméabilité, sans avoir à modifier les parties mécaniques
<Desc/Clms Page number 12>
d'un outil d'essai classique. En d'autres termes, étant donné que la présente invention permet de réaliser un pré-essai sur des formations homogènes de faible perméabilité sans avoir besoin d'un système de soutirage capable de fonctionner à un débit réduit, elle permet de n'utiliser qu'un seul outil de diagraphie indépendamment de la perméabilité de la formation.
En se référant maintenant à la figure 3, une forme de réalisation préférée de la présente invention utilise un débit de soutirage classique de 1,0 cm3/s, mais module ce débit de façon à obtenir un débit de soutirage réel réduit.
Ainsi, le soutirage se produit à un débit de 1,0 crn/s mais est réalisé de façon intermittente au lieu d'être réalisée en continu, jusqu'à ce que le volume souhaité ait été aspiré. Ce soutirage intermittent est représenté par la courbe du débit d'écoulement en fonction du temps (échelle verticale droite) 304. La figure 3 illustre également une courbe de pression 302 pour un cycle de soutirage réalisé à l'aide de la courbe intermittente 304. Ainsi, 14 impulsions, réparties sur 70 secondes, sont nécessaires pour remplir le volume de préessai souhaité de 10,5 cm3.. Ainsi, le débit de soutirage moyen est égal au débit souhaité de 0,15 crn/s de la figure 2, et il est nettement inférieur au débit de 1,0 crn/s qu'un moteur pourrait atteindre directement. De façon spécifique, le soutirage est réalisé en 14 impulsions de 0,75 seconde à des intervalles de 5 secondes. Le soutirage intermittent provoque des chutes du seuil de basse pression 306, mais la pression minimale ne descend jamais sous le point de bulle 308 du fluide de la formation. Ainsi, on peut collecter les données sur la pression en fonction du temps relativement rapidement, et on peut ensuite les utiliser pour déterminer avec précision la pression et la perméabilité de la formation.
L'utilisation d'un soutirage modulé d'impulsions plus courtes, à une fréquence plus élevée, permet une
<Desc/Clms Page number 13>
approximation encore plus précise à un débit de soutirage faible et constant. La figure 4 représente une courbe de pression en fonction du temps 402 et une courbe du débit d'écoulement en fonction du temps 404 pour un volume de préessai recueilli en utilisant un soutirage intermittent de 1,0 cm3 j s, avec des impulsions de 0,3 seconde toutes les 2 secondes. Dans cette forme de réalisation, 35 impulsions, réparties sur 70 secondes, sont nécessaires pour recueillir un volume de pré-essai de 10,5 cm3. Par conséquent, le débit de soutirage réel est de nouveau égal au débit souhaité de 0,15 cm3/s de la figure 2. Comme le soutirage illustré sur la figure 3, le soutirage intermittent de la figure 4 provoque la chute de la pression dans la canalisation d'écoulement à un seuil de pression faible 406, mais maintient une pression au-dessus du point de bulle du fluide 408, ce qui permet une détermination précise de la pression et de la perméabilité de la formation.
En comparant la figure 3 à la figure 4, le débit de soutirage intermittent de la figure 4 provoque un seuil de basse pression 406 de valeur inférieure au seuil de basse pression 306 de la figure 3. Le taux d'impulsion intermittente de la figure 4 montre qu'une impulsion plus courte et qu'une pause plus courte entre les impulsions réduisent la variation de l'impulsion de pression. Par conséquent, le débit de soutirage intermittent de la figure 4 permet de collecter des données à partir de fluides de formation ayant des points de bulle encore plus élevés, car il provoque un seuil de pression minimale plus élevé pendant le soutirage.
En comparant la figure 2 aux figures 3 et 4, les débits de soutirage modulé 304,404, respectivement, des figures 3 et 4, une fois la moyenne faite, sont très proches du faible débit de soutirage de 0,15 cm3/s 210 de la figure 2.
L'utilisation d'un débit de soutirage de 0,15 cm3 j s est
<Desc/Clms Page number 14>
simplement illustratif et l'homme du métier comprendra que le débit de soutirage optimal dépend à la fois de la perméabilité de la formation et du point de bulle du fluide de la formation. Il convient également de comprendre qu'en raccourcissant la durée des impulsions de soutirage et l'intervalle entre les impulsions, on peut obtenir une approximation plus proche du faible débit de soutirage. Le taux d'impulsion optimal pour soutirer efficacement un échantillon représentatif dépend de la perméabilité de la formation car la vitesse d'écoulement de fluide dans l'outil d'essai, lié au débit de soutirage, déterminera la chute de pression du fluide dans la canalisation d'écoulement. Ainsi, il est avantageux d'ajuster le débit de soutirage intermittent en fonction de la perméabilité de la formation et du point de bulle du fluide, de sorte que l'on peut réaliser un pré-essai en une durée la plus courte possible, tout en maintenant le fluide au-dessus de son point de bulle et en obtenant des données utiles sur la pression en fonction du temps, à utiliser pour calculer la pression et la perméabilité de la formation. Etant donné que les outils d'essai de formation classique sont conçus pour fonctionner à un débit de soutirage constant, la présente invention étend la gamme d'outils classiques et permet la collecte de données à partir d'un pré-essai, consistant à soutirer un fluide provenant de formations de faible perméabilité en utilisant des instruments d'essai de formation qui, autrement, ne seraient pas capables de tester ces formations.
Outre les avantages susmentionnés, la présente invention augmente considérablement la durée de vie des accumulateurs, étant donné que la sollicitation des accumulateurs est considérablement réduite. En faisant fonctionner le moteur de façon cyclique, et/ou en actionnant le système autrement, chaque cycle de pré-essai peut être accompli avec moins d'énergie.
<Desc/Clms Page number 15>
Bien qu'il soit possible, comme dans les exemples cidessus, d'évaluer une fréquence d'impulsion et une durée de soutirage prédéterminées, il est souhaitable d'avoir un système plus flexible. Ainsi, il est préférable d'avoir un système de commande ajustant la fréquence et la durée des impulsions de soutirage en contrôlant la chute de pression du fluide de la formation et en régulant les impulsions de soutirage sur la base de cette pression. Un système de commande contrôlant à la fois la pression de soutirage et la pression de remontée, lesquelles sont ensuite utilisées pour actionner le piston de pré-essai, aboutit à un débit de soutirage maîtrisé.
Dans le système plus flexible, lorsque les lectures de pression définissent le fonctionnement de l'appareil d'essai de formation, une fois que l'outil est situé dans la zone de la formation souhaitée et positionné pour réaliser un préessai, le piston de pré-essai est actionné et aspire à son débit établi. Le système de commande soit contrôle la chute de pression dans la canalisation d'écoulement en utilisant un capteur de pression, soit, en variante, contrôle la résistance du piston de pré-essai au déplacement. Une fois que la chute de pression dans la chambre de fluide a atteint un niveau de seuil pré-établi souhaité, de préférence bien supérieur au point de bulle du fluide de la formation, on arrête le piston de pré-essai. Le système de commande contrôle alors la pression de remontée au fur et à mesure que le fluide de la formation s'accumule dans la canalisation d'écoulement. Une fois que la pression de remontée a atteint un niveau souhaité, on remet en marche le piston de préessai. Ce procédé consistant à arrêter le piston de pré-essai à une pression de soutirage prédéterminée et à le remettre en marche après l'augmentation de la pression de remontée se poursuit jusqu'à ce que le volume de soutirage souhaité ait été aspiré.
<Desc/Clms Page number 16>
Le procédé de la présente invention permet d'étendre la gamme efficace d'outils d'essai de formation. Ce procédé peut être utilisé avantageusement dans les mises en oeuvre de LWD et MWD reposant sur une alimentation par accumulateurs car la chute de pression maximale pendant le soutirage est réduite, réduisant ainsi les besoins en énergie du système. La présente invention trouve également une utilisation dans les mises en oeuvre à câble, ainsi que dans les mises en oeuvre de LWD et MWD, car elle permet la collecte de données sur la pression en fonction du temps, qui est ensuite utilisée pour calculer la pression et la perméabilité de formations de faible perméabilité.
Bien que ce qui précède représente la forme de réalisation préférée de la présente invention, l'homme du métier comprendra que divers changements et diverses modifications peuvent y être apportés, sans sortir de la portée de l'invention telle que revendiquée.
Claims (22)
1. Procédé pour réaliser un pré-essai sur une formation rocheuse perméable contenant un fluide ayant un certain point de bulle, consistant à : (a) disposer un appareil d'essai de pression de formation contenant une chambre dans un puits de forage dans la formation, de manière à permettre une communication fluide entre l'appareil d'essai et la formation, mais pas entre l'appareil d'essai et le puits de forage ; (b) augmenter le volume de la chambre de façon à créer un différentiel de pression entre l'appareil d'essai et la formation ; (c) arrêter l'étape (b) lorsqu'une valeur mesurée atteint une valeur prédéterminée ; (d) permettre au fluide de s'écouler dans la chambre, augmentant ainsi la pression dans la chambre ; et (e) répéter les étapes (b) à (d) jusqu'à ce que le volume de la chambre atteigne un volume prédéterminé.
2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la vitesse d'augmentation de volume dans l'étape (b) est suffisamment supérieure à la perméabilité de la formation de sorte que la pression dans la chambre chuterait au-dessous du point de bulle du fluide si l'on augmentait le volume de la chambre au volume prédéterminé en une seule étape.
3. Procédé selon la revendication 2, comprenant en outre les étapes consistant à enregistrer les données de pression en fonction du temps pour la chambre et à calculer la porosité de la formation à partir des données de pression en fonction du temps.
4. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la valeur mesurée est la pression dans la chambre.
5. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la valeur mesurée est le temps.
<Desc/Clms Page number 18>
6. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la valeur mesurée est la pression différentielle entre la formation et l'appareil d'essai.
7. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la pression dans la chambre est maintenue au-dessus du point de bulle du fluide.
8. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre l'étape consistant à utiliser un moteur à alimenter pendant l'étape (b) et à ne fournir aucune énergie au moteur, excepté pendant l'étape (b).
9. Procédé selon la revendication 1, dans lequel, après la première augmentation du volume de la chambre, des augmentations ultérieures sont provoquées par une augmentation de la pression dans la chambre à une valeur prédéterminée.
10. Procédé pour réaliser un pré-essai sur une formation rocheuse perméable contenant un fluide ayant un certain point de bulle, consistant à : (a) disposer un appareil d'essai de pression de formation contenant une chambre dans un puits de forage, dans la formation, de manière à permettre une communication fluide entre l'appareil d'essai et la formation, mais pas entre l'appareil d'essai et le puits de forage ; (b) augmenter le volume de la chambre de façon à créer un différentiel de pression entre l'appareil d'essai et la formation ; (c) arrêter l'étape (b) lorsqu'une valeur mesurée atteint une valeur prédéterminée ; (d) permettre au fluide de s'écouler dans la chambre, augmentant ainsi la pression dans la chambre ; et (e) répéter les étapes (b) à (d) jusqu'à ce que le volume de la chambre atteigne un volume prédéterminé ; dans lequel la vitesse d'augmentation du volume dans l'étape (b) est suffisamment supérieure au débit de fluide s'écoulant hors de la formation, de sorte que la pression dans la
<Desc/Clms Page number 19>
chambre chuterait au-dessous du point de bulle du fluide si l'on augmentait le volume de la chambre au volume prédéterminé en une seule étape ; et dans lequel la pression dans la chambre est maintenue audessus du point de bulle du fluide.
11. Procédé selon la revendication 10, comprenant en outre les étapes consistant à enregistrer les données de pression en fonction du temps pour La chambre et à calculer la porosité de la formation à partir des données de pression en fonction du temps.
12. Procédé selon la revendication 10, dans lequel la valeur mesurée est la pression dans la chambre.
13. Procédé selon la revendication 10, dans lequel la valeur mesurée est le temps.
14. Procédé selon la revendication 10, dans lequel la valeur mesurée est la pression différentielle entre la formation et l'appareil d'essai.
15. Appareil pour réaliser un pré-essai sur une formation rocheuse perméable contenant un fluide ayant un certain point de bulle, comprenant : un corps ; une canalisation d'écoulement disposée dans ledit corps, ladite canalisation d'écoulement étant en communication fluide avec la formation ; un piston disposé de façon étanche dans ledit corps, de sorte que le déplacement dudit piston par rapport audit corps modifie le volume de ladite canalisation d'écoulement, le piston étant actionné entre un mode marche, dans lequel il se déplace par rapport audit corps, et un mode arrêt, dans lequel il reste stationnaire par rapport audit corps ; et un système de commande qui régule le déplacement dudit piston en réponse à un paramètre mesuré et qui empêche le volume de la canalisation d'écoulement de dépasser un volume maximal prédéterminé ;
<Desc/Clms Page number 20>
dans lequel la vitesse de changement du volume de ladite canalisation d'écoulement, lorsque ledit piston est en mode marche, est suffisamment supérieure au débit de fluide s'écoulant hors de la formation, de sorte que la pression dans la chambre chuterait au-dessous du point de bulle du fluide si l'on augmentait le volume de la chambre au volume maximal prédéterminé en une seule étape.
16. Appareil selon la revendication 15, dans lequel le paramètre mesuré est le temps.
17. Appareil selon la revendication 15, dans lequel le paramètre mesuré est la pression différentielle entre la formation et l'appareil d'essai.
18. Appareil selon la revendication 15, dans lequel le paramètre mesuré est la pression dans ladite canalisation d'écoulement.
19. Appareil selon la revendication 18, dans lequel la pression dans ladite canalisation d'écoulement est maintenue au-dessus du point de bulle du fluide.
20. Appareil selon la revendication 18, dans lequel la pression dans ladite canalisation d'écoulement est mesurée par un capteur de pression.
21. Appareil selon la revendication 18, dans lequel la pression dans ladite canalisation d'écoulement est déterminée à partir de la charge sur ledit piston.
22. Appareil selon la revendication 18, dans lequel, après la première augmentation dans le volume de la canalisation d'écoulement, des augmentations ultérieures sont provoquées par une augmentation de la pression dans la canalisation d'écoulement à une valeur prédéterminée.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/094,544 US6843118B2 (en) | 2002-03-08 | 2002-03-08 | Formation tester pretest using pulsed flow rate control |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR2836953A1 true FR2836953A1 (fr) | 2003-09-12 |
Family
ID=22245801
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR0302800A Withdrawn FR2836953A1 (fr) | 2002-03-08 | 2003-03-06 | Appareil d'essai de formation pour un pre-essai utilisant un controle du debit du fluide pulse |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6843118B2 (fr) |
| AU (1) | AU2003200544B2 (fr) |
| BR (1) | BR0300400A (fr) |
| CA (1) | CA2421000C (fr) |
| DE (1) | DE10310391A1 (fr) |
| FR (1) | FR2836953A1 (fr) |
| GB (1) | GB2386430B (fr) |
| NO (1) | NO325198B1 (fr) |
Families Citing this family (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7395703B2 (en) * | 2001-07-20 | 2008-07-08 | Baker Hughes Incorporated | Formation testing apparatus and method for smooth draw down |
| US6832515B2 (en) * | 2002-09-09 | 2004-12-21 | Schlumberger Technology Corporation | Method for measuring formation properties with a time-limited formation test |
| US6923052B2 (en) * | 2002-09-12 | 2005-08-02 | Baker Hughes Incorporated | Methods to detect formation pressure |
| US7216533B2 (en) * | 2004-05-21 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for using a formation tester |
| US7428925B2 (en) * | 2005-11-21 | 2008-09-30 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore formation evaluation system and method |
| US8132621B2 (en) * | 2006-11-20 | 2012-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-zone formation evaluation systems and methods |
| US8136395B2 (en) | 2007-12-31 | 2012-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for well data analysis |
| WO2013126040A1 (fr) * | 2012-02-20 | 2013-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Essais de formations en fond de trou avec automation et optimisation |
| WO2014120323A1 (fr) * | 2013-01-31 | 2014-08-07 | Schlumberger Canada Limited | Procédé pour l'analyse de données de test préliminaire de testeur de formation |
| US9399913B2 (en) | 2013-07-09 | 2016-07-26 | Schlumberger Technology Corporation | Pump control for auxiliary fluid movement |
| WO2017015340A1 (fr) | 2015-07-20 | 2017-01-26 | Pietro Fiorentini Spa | Systèmes et procédés de surveillance des variations survenant dans une formation au cours d'un écoulement dynamique des fluides |
| CN107524440B (zh) * | 2016-06-20 | 2023-12-22 | 万瑞（北京）科技有限公司 | 一种重复式地层测试器及其探针总成 |
| WO2021009000A1 (fr) * | 2019-07-18 | 2021-01-21 | Bp Exploration Operating Company Limited | Systèmes et procédés de gestion de peau à l'intérieur d'un puits souterrain |
| US12031431B2 (en) * | 2022-05-24 | 2024-07-09 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole acoustic wave generation systems and methods |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2288618A (en) * | 1994-04-18 | 1995-10-25 | Western Atlas Int Inc | Downhole formation testing |
| US5602334A (en) | 1994-06-17 | 1997-02-11 | Halliburton Company | Wireline formation testing for low permeability formations utilizing pressure transients |
| US5644076A (en) | 1996-03-14 | 1997-07-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireline formation tester supercharge correction method |
| US5703286A (en) | 1995-10-20 | 1997-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of formation testing |
| US6058773A (en) * | 1997-05-16 | 2000-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for sampling formation fluids above the bubble point in a low permeability, high pressure formation |
Family Cites Families (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3859851A (en) * | 1973-12-12 | 1975-01-14 | Schlumberger Technology Corp | Methods and apparatus for testing earth formations |
| US4513612A (en) * | 1983-06-27 | 1985-04-30 | Halliburton Company | Multiple flow rate formation testing device and method |
| US4593560A (en) | 1985-04-22 | 1986-06-10 | Halliburton Company | Push-off pistons |
| US4745802A (en) | 1986-09-18 | 1988-05-24 | Halliburton Company | Formation testing tool and method of obtaining post-test drawdown and pressure readings |
| US4845982A (en) | 1987-08-20 | 1989-07-11 | Halliburton Logging Services Inc. | Hydraulic circuit for use in wireline formation tester |
| US4879900A (en) | 1988-07-05 | 1989-11-14 | Halliburton Logging Services, Inc. | Hydraulic system in formation test tools having a hydraulic pad pressure priority system and high speed extension of the setting pistons |
| US4843878A (en) | 1988-09-22 | 1989-07-04 | Halliburton Logging Services, Inc. | Method and apparatus for instantaneously indicating permeability and horner plot slope relating to formation testing |
| US4860581A (en) * | 1988-09-23 | 1989-08-29 | Schlumberger Technology Corporation | Down hole tool for determination of formation properties |
| US4936139A (en) * | 1988-09-23 | 1990-06-26 | Schlumberger Technology Corporation | Down hole method for determination of formation properties |
| US4884439A (en) | 1989-01-26 | 1989-12-05 | Halliburton Logging Services, Inc. | Hydraulic circuit use in wireline formation tester |
| US5184508A (en) | 1990-06-15 | 1993-02-09 | Louisiana State University And Agricultural And Mechanical College | Method for determining formation pressure |
| US5230244A (en) | 1990-06-28 | 1993-07-27 | Halliburton Logging Services, Inc. | Formation flush pump system for use in a wireline formation test tool |
| US5101907A (en) | 1991-02-20 | 1992-04-07 | Halliburton Company | Differential actuating system for downhole tools |
| US5233866A (en) * | 1991-04-22 | 1993-08-10 | Gulf Research Institute | Apparatus and method for accurately measuring formation pressures |
| US5231874A (en) | 1991-08-21 | 1993-08-03 | Halliburton Logging Services Inc. | Buffer arrangement with back flushing of a quartz pressure transducer in a formation testing device |
| US5329811A (en) | 1993-02-04 | 1994-07-19 | Halliburton Company | Downhole fluid property measurement tool |
| CA2155918C (fr) | 1994-08-15 | 2001-10-09 | Roger Lynn Schultz | Systeme integre de forage et d'evaluation de puits, et methode connexe |
| US5622223A (en) | 1995-09-01 | 1997-04-22 | Haliburton Company | Apparatus and method for retrieving formation fluid samples utilizing differential pressure measurements |
| US5934374A (en) | 1996-08-01 | 1999-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation tester with improved sample collection system |
| US6476384B1 (en) * | 2000-10-10 | 2002-11-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for downhole fluids analysis |
| US6467544B1 (en) * | 2000-11-14 | 2002-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Sample chamber with dead volume flushing |
| US6668924B2 (en) * | 2000-11-14 | 2003-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Reduced contamination sampling |
| US6659177B2 (en) * | 2000-11-14 | 2003-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Reduced contamination sampling |
| US6557632B2 (en) * | 2001-03-15 | 2003-05-06 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus to provide miniature formation fluid sample |
| US7246664B2 (en) * | 2001-09-19 | 2007-07-24 | Baker Hughes Incorporated | Dual piston, single phase sampling mechanism and procedure |
-
2002
- 2002-03-08 US US10/094,544 patent/US6843118B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2003
- 2003-02-14 AU AU2003200544A patent/AU2003200544B2/en not_active Ceased
- 2003-03-03 GB GB0304866A patent/GB2386430B/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-03-06 CA CA002421000A patent/CA2421000C/fr not_active Expired - Fee Related
- 2003-03-06 FR FR0302800A patent/FR2836953A1/fr not_active Withdrawn
- 2003-03-07 DE DE10310391A patent/DE10310391A1/de not_active Withdrawn
- 2003-03-07 NO NO20031062A patent/NO325198B1/no not_active IP Right Cessation
- 2003-03-07 BR BR0300400-7A patent/BR0300400A/pt not_active Application Discontinuation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2288618A (en) * | 1994-04-18 | 1995-10-25 | Western Atlas Int Inc | Downhole formation testing |
| US5602334A (en) | 1994-06-17 | 1997-02-11 | Halliburton Company | Wireline formation testing for low permeability formations utilizing pressure transients |
| US5703286A (en) | 1995-10-20 | 1997-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of formation testing |
| US5644076A (en) | 1996-03-14 | 1997-07-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireline formation tester supercharge correction method |
| US6058773A (en) * | 1997-05-16 | 2000-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for sampling formation fluids above the bubble point in a low permeability, high pressure formation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE10310391A1 (de) | 2003-09-18 |
| US20030167834A1 (en) | 2003-09-11 |
| US6843118B2 (en) | 2005-01-18 |
| NO20031062L (no) | 2003-09-09 |
| GB2386430A (en) | 2003-09-17 |
| CA2421000C (fr) | 2007-01-23 |
| GB2386430B (en) | 2005-03-16 |
| AU2003200544A1 (en) | 2003-09-25 |
| CA2421000A1 (fr) | 2003-09-08 |
| GB0304866D0 (en) | 2003-04-09 |
| BR0300400A (pt) | 2004-08-17 |
| NO20031062D0 (no) | 2003-03-07 |
| NO325198B1 (no) | 2008-02-18 |
| AU2003200544B2 (en) | 2007-11-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| FR2836953A1 (fr) | Appareil d'essai de formation pour un pre-essai utilisant un controle du debit du fluide pulse | |
| FR2863003A1 (fr) | Appareil et procede de pompage de fluide de fond de trou | |
| EP1167948B1 (fr) | Méthode pour évaluer des paramètres physiques d'un gisement souterrain à partir de débris de roche qui y sont prélevés | |
| FR2865762A1 (fr) | Procede pour determiner la pression de formations terrestres | |
| FR2890445A1 (fr) | Methode pour determiner la pression capillaire d'entree d'un milieu poreux | |
| FR2910922A1 (fr) | Controle de pompe pour essai de couches | |
| FR2872198A1 (fr) | Outil de fond d'essai des formations | |
| FR2853076A1 (fr) | Procede de determination de proprietes d'un fluide de formation | |
| US7445934B2 (en) | System and method for estimating filtrate contamination in formation fluid samples using refractive index | |
| FR2853071A1 (fr) | Methode et dispositif pour evaluer des parametres physiques d'un gisement souterrain a partir de debris de roche qui y sont preleves | |
| BRPI0408193B1 (pt) | método para determinar a qualidade de uma amostra de fluido da formação e aparelho para determinar pelo menos um parâmetro de interesse de uma formação subterrânea | |
| MX2007009018A (es) | Metodos y aparato para monitorear los niveles de contaminacion en un fluido de formacion. | |
| EP1877755A1 (fr) | Methode et dispositif pour evaluer des parametres d'ecoulement et des parametres electriques d'un milieu poreux | |
| FR3061235B1 (fr) | Outil de fond de puits a dispositif de filtration | |
| FR2565357A1 (fr) | Procede de determination de la productivite d'un site de forage, notamment petrolifere, avec localisation de perforations dans le tubage de puits | |
| Lago et al. | Visualization study during depletion experiments of Venezuelan heavy oils using glass micromodels | |
| FR2817587A1 (fr) | Procede et dispositif pour determiner la qualite de reserve d'un puits de petrole | |
| EP1144804B1 (fr) | Procede de detection d'une venue de fluide de formation dans un puits en cours de forage et dispositif pour la mise en oeuvre de ce procede | |
| EP1506344B1 (fr) | Procede pour determiner, par strates, la qualite de reserve d' un puits de petrole | |
| EP1457778A1 (fr) | Méthode et dispositif d'analyse du co2 contenu dans un fluide de forage | |
| FR2710687A1 (fr) | Procédé d'évaluation de l'endommagement de la structure d'une roche entourant un puits. | |
| FR2826449A1 (fr) | Procede et installation de determination de la position du front forme a l'interface entre deux fluides contenus dans un reservoir | |
| FR3086320A1 (fr) | Procede d'exploitation d'un gisement d'hydrocarbures par injection d'un polymere | |
| WO2001035067A2 (fr) | Methode et dispositif de determination du seuil de depot des fractions lourdes contenues dans un fluide hydrocarbone liquide | |
| RU2003127112A (ru) | Способ оценки подземного пласта(варианты) и скважинный инструмент для его осуществления |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| ST | Notification of lapse |
Effective date: 20151130 |