NO322103B1 - Anordning og fremgangsmate for formasjonsfluid-provetaking ved bruk av sonde med vernesone - Google Patents
Anordning og fremgangsmate for formasjonsfluid-provetaking ved bruk av sonde med vernesone Download PDFInfo
- Publication number
- NO322103B1 NO322103B1 NO20013655A NO20013655A NO322103B1 NO 322103 B1 NO322103 B1 NO 322103B1 NO 20013655 A NO20013655 A NO 20013655A NO 20013655 A NO20013655 A NO 20013655A NO 322103 B1 NO322103 B1 NO 322103B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- probe
- formation
- fluid
- zone
- flow line
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 154
- 239000000523 sample Substances 0.000 title claims description 124
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 104
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 15
- 238000005070 sampling Methods 0.000 title description 19
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 28
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims description 22
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 18
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 81
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 8
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 7
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 6
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 6
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 4
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 3
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 206010041235 Snoring Diseases 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 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
- E21B49/08—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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/124—Units with longitudinally-spaced plugs for isolating the intermediate space
- E21B33/1243—Units with longitudinally-spaced plugs for isolating the intermediate space with inflatable sleeves
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)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Description
Oppfinnelsen vedrører generelt testing av formasjonsfluider og et innsam-lingsapparat, og mer spesielt en formasjonstester som reduserer forurensninger forårsaket av borehullsfiuider i utvunne formasjonsfluider.
I olje- og gass-industrten er formasjonstestingsverktøy blitt brukt til overvåk-ning av formasjonstrykk langs et borehull, til å fremskaffe formasjonsfluidprøver fra borehullet og til å forutsi ytelsen til reservoarer omkring borehullet. Slike for-masjonstestingsverktøy inneholder vanligvis et langstrakt legeme med en elasto-merpakning som blir tettende presset mot den sonen som er av interesse i borehullet, for å innsamle formasjonsfluidprøver i lagerkammeret anbrakt i verktøyet.
Under boring av et borehull blir borefluid (slam) brukt til å lette boreproses-sen og til å opprettholde et trykk i borehullet som er større enn fluidtrykket i de formasjoner som omgir borehullet. Dette er spesielt nyttig ved boring inn i formasjoner hvor trykket er unormalt høyt; hvis fluidtrykket i borehullet faller under forma-sjonstrykket er det risiko for utblåsning i brønnen. Som et resultat av denne trykk-differansen trenger borefluidet inn i eller invaderer formasjonene i varierende radi-ale dybder (vanligvis kalt invaderte soner) avhengig av formasjonstypene og det anvendte borefluid. Formasjonstestingsverktøy innhenter formasjonsfluider fra de ønskede formasjoner eller soner som er av interesse, tester de innhentede fluider for å sikre at det innhentede fluid er hovedsakelig fritt for slamfiltrater, og samler slike fluider i ett eller flere kamre tilknyttet verktøyet. De innsamlede fluider blir brakt til overflaten og analysert for å bestemme egenskaper ved disse fluider, og for å bestemme tilstanden til de soner eller formasjoner hvorfra slike fluider er blitt innsamlet.
En egenskap som alle slike testere har felles, er en fluidprøvetakirtgssonde. Denne kan bestå av en slitetast gummipute som presses mekanisk mot bergarts-formasjonen ved siden av borehullet, idet puten blir presset hardt nok til å danne en hydraulisk forsegling. Gjennom puten strekker det seg en ende av et metallrør som også bringes i kontakt med formasjonen. Dette røret (sonden) er forbundet med et prøvekammer som igjen er forbundet med en pumpe som opereres for å senke trykket ved den tilfestede sonde. Når trykket i sonden blir senket til under trykket til formasjonsfluidene, blir formasjonsfluidene trukket gjennom sonden inn i brønnboringen for å spyle de invaderte fluider før prøvetaking. I noen tidligere kjente anordninger bestemmer en fluididentifiseringssensor når fluidet fra sonden består hovedsakelig av formasjonsfluider; så gjør et system av ventiler, rør, prøve-kamre og pumper det mulig å utvinne en eller flere fluidprøver som kan innhentes og analyseres når prøvetakingsanordningen blir fjernet fra borehullet.
Det er kritisk at bare uforurensede fluider blir innsamlet, i samme tilstand som de finnes i formasjonene. Vanligvis blir de innsamlede fluider funnet å være forurenset av borefluidet. Dette kan skje som et resultat av dårlig tetting mellom prøvetakingsputen og borehullsveggen, noe som gjør det mulig for borehullsfluid å sive inn i sonden. Den slamkaken som dannes av borefluidene, kan gjøre det mulig for noen slamfiltrater å fortsette å invadere og sive omkring puten. Når det er en effektiv tetning, kan borehullsfluid (eller visse komponenter i borehullsfluidet) "invadere" formasjonen, spesielt hvis det er en porøs formasjon, og trekkes inn i prøvetakingssonden sammen med fossile formasjonsfluider.
I tidligere kjente operasjoner blir trykket i sonden og den hydrauliske strøm-ningsledning senket under trykket til fluidet i formasjonen for å trekke fluid fra formasjonen inn i sonden, gjennom den hydrauliske strømningsledning til borehullet. Et fluididentifiseringssignal indikerer sammensetningen av det fluid som passerer gjennom den. Når fiuididentifiseringssensoren bestemmer at det fluid som pumpes, hovedsakelig er formasjonsfluid, blir en prøvekammerventil åpnet og prøve-kammeret blir fylt.
Ytterligere problemer oppstår i tidligere evalueringssystemer under boring (EES, Drilling Early Evaluation Systems), hvor fluidprøvetakingen blir utført meget kort etter boring av formasjonen med en borkrone. Oppblåsbare pakninger eller puter kan ikke brukes i et slikt system fordi de lett blir skadet i boremiljøet. Når pakningene i tillegg blir utvidet for å isolere den sone som er av interesse, fyller de fullstendig ringrommet mellom boreutstyret og borehullet og hindrer sirkulasjon under testing. Når et EES benyttes, kan det i tillegg være liten eller ingen slam-kakedannelse forut for testen. En slamkake bidrar til å forsegle formasjonen fra borehullsfiuider, mens fluidlekkasje ved fravær av en slamkake kan være et alvor-lig problem. Puter er ikke tilstrekkelige for å frembringe en tetning ved fravær av en slamkake.
Det er behov for en oppfinnelse som reduserer lekkasjen av borehullsfluid inn i prøvetakningssonden ved å isolere sonden fra borehullsfluidet. En slik oppfinnelse bør også redusere den mengde borehullsfluid som forurenser det fossile fluid som trekkes ut fra formasjonen ved hjelp av sonden. I tillegg bør oppfinnelsen være i stand til å ta prøver av formasjonsfluider, selv når slamkaken er tynn eller ikke-eksisterende. Det er behov for en oppfinnelse som reduserer den tid som prøves på prøvetakning og spyling av forurensede prøver. Foreliggende oppfinnelse tilfredsstiller disse behov.
Ifølge foreliggende oppfinnelse er det således tilveiebrakt et formasjonstesteverktøy for opphenting av formasjonsfluid fra en formasjon som omgir et borehull med borefluid, omfattende: (a) et første element innrettet for å hente formasjonsfluidet fra en sondesone i formasjonen; (b) en isolasjonsanordning som definerer en vernesone ved siden av sondesonen; og (c) en anordning for å samle inn fluid fra vernesonen for å redusere strøm-ningen av borefluidet inn i sondesonen, og formasjonstesteverktøyet kjennetegnes ved at det første elementet er en sonde innrettet for kontakt med formasjonen, og at isolasjonsanordningen innbefatter en vernering innrettet for å kontakte borehullsveggen rundt sonden.
I et annet aspekt av oppfinnelsen er det tilveiebrakt en fremgangsmåte for innsamling av et formasjonsfluid fra en formasjon som omgir et borehull med et borefluid, omfattende: å transportere en formasjonstester inn i borehullet, hvilken formasjonstester definerer en sondesone og en vernesone ved formasjonen; å betjene formasjonstesteren for å samle inn fluid fra vernesonen og redusere strømningen av borefluidet inn i sondesonen; og å samle inn fluid fra sondesonen, og fremgangsmåten kjennetegnes ved at det første elementet er en sonde innrettet for kontakt med formasjonen, og at isolasjonsanordningen innbefatter en vernering innrettet for å gå i kontakt med borehullsveggen rundt sonden.
Foretrukne utførelsesformer av de to aspekter av oppfinnelsen fremgår av de vedføyde uselvstendige patentkravene.
En utførelsesform av oppfinnelsen som er egnet for bruk på en kabel, anvender en hydraulisk vernering som omgir sonderøret for å isolere sonden fra borehullsfluidet. Vernetingen er forsynt med sin egen strømningsledning og prøvekammer, separat fra strømningsledningen og prøvekammeret til sonden. Ved å opprettholde trykket i verneringen ved eller litt under trykket i sonderøret, vil mesteparten av fluidet som trekkes inn i sonden, være fossilt formasjonsfluid. Det samme resultat blir også oppnådd ved å bruke oppblåsbare pakningselementer for å skape en vernering over og under prøvetakningsseksjonen. En alternativ ut-førelsesform av oppfinnelsen som er nyttig ved tidligere boreevalueringssystemer, benytter to sett med tetningselementer for å tilveiebringe en uforurenset fluid-prøve. To tynne tetninger, slik som veggen til et lite rør, blir anvendt til å isolere to områder av formasjonen ved borehullsveggen; ett mellom de indre og ytre tetninger, og det annet i midten av den indre tetning.
Det vises til de vedføyde figurer, hvor,
Fig. 1 er en forenklet, skjematisk illustrasjon av en utførelsesform av fore
liggende oppfinnelse; Fig. 2 viser en detalj ved arrangementet for verneringen i den utførelses-
form som er vist på figur 1; Fig. 3 er en forenklet, skjematisk illustrasjon av en alternativ utførelsesform av foreliggende oppfinnelse som benytter oppblåsbare pakninger på en kabel; Fig. 4 er en forenklet, skjematisk illustrasjon av en utførelsesform av oppfinnelsen for bruk ved boring av et tidlig evalueringssystem ved bruk av snorkelrør; Fig. 5 illustrerer noen mulige arrangementer av rørene ifølge oppfinnelsen
på figur 4; Fig. 6 er en forenklet, skjematisk illustrasjon av oppfinnelsen for bruk ved boring av et tidlig evalueringssystem som anvender oppblåsbare pakninger på et borerør: Fig. 7 viser simulering av en fluidstrømning i en tidligere kjent anordning;
og
Fig. 8 viser en simulering av retningen av fluidstrømning i nærheten av en fluidprøvetakningspute.
Foreliggende oppfinnelse vil best bli forstått under henvisning til figurene
1-3. Figur 1 er en skjematisk illustrasjon av den foretrukne utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. En del av et borehull 1 er vist i en undergrunnsformasjon 7. Borehullsveggen er dekket av en slamkake 5. Formasjonstesterlegemet 9 er forbundet med en kabel 3 som fører fra en rigg på overflaten (ikke vist). Alternativt
kan formasjonstesterlegemet bæres av en borestreng. Detaljene ved fremgangsmåten for forbindelse av testerlegemet til en kabel eller borestreng vil være kjent for fagkyndige på området.
Formasjonstesterlegemet er forsynt med en mekanisme betegnet med hen-visningstall 10, for å spenne fast testerlegemet ved en fast posisjon i borehullet. Denne spennmekanismen er ved samme dybde som et sonde- og vernering-arrangement hvis detaljer er vist på figur 2.
Ved hjelp av spennmekanismen 10 blir en fluidprøvetakningspute 13 mekaniske presset mot borehullsveggen. Et sonderør 17 strekker seg fra midten av puten gjennom slamkaken 5 og presses i kontakt med formasjonen. Sonden er forbundet med en hydraulisk strømningsledning 23a til et sondeprøvekammer 27a.
Sonden er omgitt av en vernering 15. Verneringen er et hydraulisk rør for-met til en sløyfe som omgir sonden. Verneringen har passende åpninger langs sin lengde, idet åpningene er i kontakt med formasjonen. Verneringen er med sin egen hydrauliske strømningsledning 23b forbundet med et verneprøvekammer
27b. Fordi strømningsledningen 23a til sonden 17, og strømningsledningen 23b til verneringen 15 er separate, blandes det fluid som strømmer inn i verneringen ikke med det fluid som strømmer inn i sonden. Verneringen isolerer strømningen inn i sonden fra borehullet utenfor puten 13. Det er derfor definert tre soner i borehullet: en første sone bestående av borehullet utenfor puten 13, en annen sone (vernesonen) som består av verneringen 15 og en tredje sone (sondesone) bestående av sonden 17. Sondesonen er isolert fra den første sone ved hjelp av vernesonen.
De hydrauliske strømningsledninger 23a og 23b er hver forsynt med trykktransdusere 11a og 11b. Trykket som opprettholdes i vernestrømnings-ledningen, er det samme som eller litt mindre enn trykket i sondestrømnings-ledningen. Med den utforming av puten og verneringen som er vist, blir borehullsfluid som strøm-mer omkring kantene av puten fortrinnsvis trukket inn i verneringen 15 og avledet fra tilgang til sonden 17.
Strømningsledningene 23a og 23b er forsynt med pumper 21a og 21b. Disse pumpene blir drevet lenge nok til hovedsakelig å tømme den invaderte sone i nærheten av puten og til å opprette en likevektstilstand hvor det fluid som strøm-mer inn i sonden, hovedsakelig er fritt for forurensende borehullsfiltrat.
Strømningsledningen 23a og 23b er også forsynt med fluididentifiserings-sensorer 19a og 19b. Dette gjør det mulig å sammenligne sammensetningen av fluidet i sondestrømningsledningen 23a med fluidet i vernestrømningsledningen 23b. Under innledende driftsfase vil sammensetningen av de to fluidprøver være den samme; vanligvis vil begge være forurenset av borehullsfluidet. Disse innledende prøver blir forkastet. Etter hvert som prøvetakningen fortsetter, hvis borehullsfluidet fortsetter å strømmer fra borehullet mot sonden, blir det forurensede fluid fortrinnsvis trukket inn i verneringen. Pumpene 21a og 21b tømmer det samplede fluid inn i borehullet. Ved et visst tidspunkt blir det nådd en likevektstilstand hvor forurenset fluid blir trukket inn i verneringen og uforurenset fluid blir trukket inn i sonden. Fluididentifiserings-sensorene 19a og 19b blir brukt til å bestemme når denne likevektstilstanden er blitt nådd. Ved dette punkt er fluidet i sondestrømningsledningen fritt eller nesten fritt for forurensning av borehullsfiuider. En ventil 25a blir åpnet for å tillate fluidet i sondestrømningsledningen 23a å bli oppsamlet i sondeprøvekammeret 27a. Ved å åpne ventil 25b blir likeledes fluidet i vernestrømningsledningen innsamlet i verneprøvekammeret 27b. Evnen til å pumpe fra verneringen inn i verneprøvekammeret er en av de nye trekk ved oppfinnelsen: dette resulterer i øket strømningshastighet fra formasjonen inn i sonden og derved forbedres skjermingseffekten til verneringen. Alternativt kan det fluid som samles i verneringen, pumpes til borehullet mens fluidet i sondeled-ningen blir dirigert til sondeprøvekammeret 27a. Sensorer som identifiserer sammensetningen av fluidet i en strømningsledning, vil være kjent for fagkyndige på området.
Figur 3 viser en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen. En del av et borehull 101 er vist i en undergrunnsformasjon 107. Borehullsveggen er dekket av en slamkake 105. Formasjonstesterlegemet 109 er forbundet med en kabel 103 som fører fra en rigg på overflaten (ikke vist). Detaljene ved fremgangsmåten for å forbinde testerlegemet til kabelen, vil være kjent for fagkyndige på området.
Formasjonstestelegemet er forsynt med oppblåsbare strømningspakninger 112 og 112N, og oppblåsbare vernepakninger 110 og 110N. Når formasjonstesteren er bed den dybde hvor formasjonsfluider skal undersøkes, blir de oppblåsbare pakninger 110,110N, 112 og 112N blåst opp for å danne en tett forsegling med borehullsveggen og slamkaken 105. Mekanismen for å aktivere pakningene vil være kjent for fagkyndige på området.
En hydraulisk strømningsledning (prøvestrømningsledning) 123a er forbundet med en åpning 114 i testeren anbrakt mellom strømningspakningene 112 og 112N, og til et sondeprøvekammer 127a. Dette tjener til å ta prøver av formasjonsfluid som strømmer inn i borehullet mellom de to strømningspakningene. En annen hydraulisk strømningsledning (vernestrømningsledning) 123b er forbundet med åpninger 116 og 116' i testeren, anbrakt mellom vernepakningen 110 og strømningspakningen 112, og mellom vernepakningen 110' og strømningspaknin-gen 112N. Vernestrømningsledningen er forbundet med et verneprøvekammeret 127B. D et er således definert tre soner i borehullet; en første sone bestående av borehullet over pakningen 110 og under pakningen 110', en annen sone (vernesonen) bestående av området mellom pakningene 110 og 112 og mellom pakningen 110' og 112'; og en tredje sone (sondesonen) bestående av sonen mellom pakningene 112 og 112'. Sondesonen er isolert fra den første sone av vernesonen.
De hydrauliske strømningsledninger 123a og 123b er hver forsynt med trykktransdusere 111a og 111 b. Det trykk som opprettholdes mellom hver av strømningspakningene og den tilstøtende vemepakning er den samme som, eller litt mindre enn, trykket mellom de to strømningspakningene. Med denne utførel-sesform av verne- og strømningspakningene blir det borehullsfluid som strømmer rundt kantene av vernepakntngene, fortrinnsvis trukket inn i vernestrømningsled-ningen 123b og avledet fra å komme inn i sondestrømningsledningen 123a.
Strømningsledningene 123a og 123b er forsynt med pumper 121a og 121b. Disse pumpene blir drevet lenge nok til hovedsakelig å tømme den invaderte sone i nærheten av verktøyet og til å opprette en likevektstilstand hvor det fluid som strømmer inn i sondestrømningsledningen, er hovedsakelig fritt for forurensende borehullsfiltrat.
Strømningsledningene 123a og 123b er også forsynt med fluididentifiser-ingssensorer 119a og 119b. Dette gjøre det mulig å sammenligne sammensetningen av fluidet i sondestrømningsledningen 123a med fluidet i vernestrømningsled-ningen. Under de innledende driftsfaser for oppfinnelsen, vil sammensetningen av de to fluidprøver være den samme; vanligvis vil begge være forurenset av borehullsfluidet. Disse innledende prøver blir forkastet. Etter hvert som prøvetakin-gen fortsetter, hvis borehullsfluidet fortsetter å strømme fra borehullet mot åpningene, blir det forurensede fluid fortrinnsvis trukket inn i åpningene 116 og 116'. Pumpene 121a og 121b tømmer det prøvetatte fluid inn i borehullet. Ved et visst tidspunkt blir det nådd en likevektstilstand hvor forurenset fluid blir trukket inn i vernestrømningsledningen og uforurenset fluid blir trukket inn i sondestrømnings-ledningen. Fluididentifiseringssensorene 119a og 119b blir brukt til å bestemme når denne likevektstilstand er nådd. Ved dette punkt er fluidet i sondestrømnings-ledningen fritt for eller nesten fritt for forurensning fra borehullsfluidet. En ventil 125a blir åpnet for å tillate fluidet i sondestrømningsledningen 123a å bli samlet opp i sondeprøvekammeret 127a. Ved å åpne ventil 125 b lir likeledes fluidet i vernestrømningsledningen samlet opp i verneprøvekammeret 127. muligheten til å pumpe fra verneringen inn i verneprøvekammeret er en av de nye trekk ved oppfinnelsen: dette resulterer i en øket strømningshastighet fra formasjonen inn i sonden og forbedrer derved skjermningseffekten til verneringen.
Figur 4 viser en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen som er egnet for bruk ved boring av et tidlig evalueringssystem (EES). Borehullsveggen 205 i en formasjon 207 er antydet. EES-verktøyet 209 er inne i borehullet og festet til boreanordningen (ikke vist). For å forenkle illustrasjonen er bare en side av EES-verktøyet vist. Kontakt med formasjonen blir utført ved hjelp av et ytre snorkelrør 215 og et indre snorkelrør 217. De to rørene er bevegelig er bevegelige uavhen-gig av hverandre, idet det indre snorkelrør 217 har evne til å trenge dypere inn i formasjonen. Anordninger for å drive snorkelrør av denne typen, vil være kjent for fagkyndige på området.
Det indre snorkelrøret 217 er forbundet med en sondestrømningsledning 223a, mens området mellom det indre snorkelrør 217 og det ytre snorkelrør 215 definerer en vernesone som er forbundet med vernestrømningsledningen 223. strømningsledningene 223a og 223b er forsynt med pumper og prøvekammere
(ikke vist). Det indre snorkelrør 217 definerer en sondesone som er isolert av det ytre snorkelrør 215 fra den del av borehullet som ligger utenfor det ytre snorkelrør. Disse pumpene blir drevet lenge nok til hovedsakelig å tømme den invaderte sone i nærheten av det ytre snorkelrør 215, og for å opprette en likevektstilstand hvor det fluid som strømmer inn i det indre snorkelrør, er hovedsakelig fritt for forurensende borehullsfiltrat. Når likevektstilstanden er nådd, blir det forurensede fluid trukket inn i vernesonen og uforurenset fluid blir trukket inn i det indre snorkelrør. På dette tidspunkt påbegynnes prøvetakningen mens pumpene fortsetter å operere over varigheten av prøvetakningen. Etter hvert som prøvetakningen fortsetter, fortsetter borehullsfluidet å strømme fra borehullet mot sonden, mens det forurensede fluid fortrinnsvis blir trukket inn i det ytre snorkelrør. Pumper (ikke vist) tømmer det forurensede fluid inn i borehullet. Fluidet fra det indre snorkelrør blir hentet opp for å utfjøre en prøve av formasjonsfluidet.
Figurene 5a-5c viser alternative arrangementer av snorkelrøret. På figur 5a er det indre snorkelrør 241 og det ytre snorkelrør 243 vist som konsentriske sylind-ere. På figur 5b er ringområdet mellom det indre snorkelrør 245 og det ytre snork-elrør 247 segmentert ved hjelp av et antall skillevegger 249. Figur 5c viser et
arrangement hvor vernesonen blir definert av et antall rør 259 innskutt mellom det indre snorkelrør 255 og det ytre snorkelrør 257. I hver av disse utførelsesformer kan også et trådgitter eller en gruspakking også benyttes for å unngå skade på formasjonen.
Figur 6 viser et alternativt EES-verktøy som benytter korte pakninger isted-enfor snorkeirørene. Pakningene kan være oppblåsbare eller kan være utvidbare metallpakninger. En dei av et borehull 301 er vist i en undergrunns-formasjon 307. Borehullsveggen er vist ved 305, formasjonstesterlegemet 309 er forbundet med et boreapparat. EES-verktøyet er forsynt med korte strømningspakninger 312 og 312N og vernepakninger 310 og 31 ON. Sonen mellom strømningspakning ene 312 og 312N definerer en sondesone, mens sonen mellom strømningspak-ningene og vernepakningene 310 og 310N definerer vernesonen. Når formasjonstesteren er ved den dybde hvor det skal tas prøver av formasjonsfluidet, blir de oppblåsbare pakningene 310, 31 ON, 312 og 312N blåst opp for å danne en tett forsegning med borehullsveggen 305. Mekanismen for p aktivere pakningene vil være kjent for fagkyndige på området. Det defineres således tre soner i borehullet; en første sone bestående av borehullet over pakningen 310 og under pakningen 310', en annen sone (vernesonen) bestående av området mellom pakningene 310 og 312 mellom pakningene 310' og 312'; og en tredje sone (sondesonen) bestående av sonen mellom pakningene 312 og 312'. Sondesonen er isolert fra den første sone ved hjelp av vernesonen.
En hydraulisk strømningsledning (sondestrømningsledning) 323, er forbundet med en åpning 314 i testeren posisjonert i sondesonen, og en pumpe (ikke vist). Dette tjener til å ta prøver av formasjonsfluid som strømmer inn i borehullet mellom de to strømningspakningene. En annen hydraulisk strømningsledning (vernestrømningsledningen 323b) er forbundet med åpninger 316 og 316' i testeren, posisjonert mellom vernesonen. Pumpene blir drevet lenge nok til hovedsakelig å tømme den invaderte sone i nærheten av puten og til å opprette en likevektstilstand hvor det fluid som strømmer inn i det indre snorkelrør, hovedsakelig er fritt for forurensende borehullsfiltrat. Etter hvert som prøvetakingen fortsetter, hvis borehullsfluidet fortsetter å strømme fra borehullet mot sonden, blir det forurensende fluid fortrinnsvis trukket inn i verneringen. Pumper (ikke vist) tømmer det samplede fluid inn i borehullet. Ved et visst tidspunkt blir det nådd en likevektstilstand hvor forurenset fluid blir trukket inn i vernesonen og uforurenset fluid blir trukket inn i det indre snorkelrør. Dette fluidet blir hentet opp for å utgjøre en prøve av formasjonsfluidet. Pumpene fortsetter å operere under prosessen med innsamling av formasjonsfluidet fra det indre snorkelrør.
Veggene i pakningene behøver bare å være trykke nok til å frembringe det nødvendige strukturelle arrangement hvor strømningen inn i det indre rør blir isolert fra strømningen fra utsiden; dette betyr at problemer ved tidligere kjent teknikk hvor lekkasje inntreffer omkring pakningene ved fravær av en slamkake, blir om-gått.
EKSEMPLER
Effektiviteten til den fokuserte sondetype er demonstrert ved hjelp av resul-tatene av en endelig elementsimulering som er vist på figurene 7 og 8. på begge figurene er en fjerdedel av puteområdet vist, mens den gjenværende del er skåret bort for å se inn i formasjonen. Figur 7 er for simuleringen av en ufokusert strøm-ning, d.v.s. en konvensjonell sonde i henhold til teknikkens stand. På figur 7 er den retning som er merket 421, radial og inn i formasjonen, 425 følger borehullsveggen vertikalt og 423 følger borehullsveggen omkretsmessig. Sondens midt-punkt er ved skjæringen mellom 421,423 og 425. Pilene på figur 7 viser retningen av fluidstrømningen under simulering. De soner som er merket 427 og 427', viser at borehullsfluid strømmer inn i sonden og forurenser det fluid som trekkes inn i sonden. I tillegg svarer den sone som er merket med 429 vanligvis til borehullsfiuider som har invadert formasjonen og som strømmer tilbake inn i sonden.
Figur 8 gjelder simuleringen av en fokusert strømning, dvs. en sonde i henhold til foreliggende oppfinnelse. Den retning som er merket 431 er radial og inn i formasjonen, 435 følger borehullsveggen vertikalt og 433 følger borehullsveggen omkretsmessig. Midten av sonden er ved skjæringen mellom 431,433 og 435. pilene viser retningen av fluidstrømningen under simuleringen. Det kan sees på figur 8 at i de soner som svarer til 427 og 427' på figur 7, er strømningsretningen radial, d.v.s. at borehullsfluidet ikke blir trukket inn i sonden. I stedet strømmer borehullsfluidet inn i den sone som er merket med 437. Dette svarer til posisjonen av verneringen, pakningen eller snorkelrøret. I den sone som svarer til 429 på figur 7, er strømningsretningen videre radial, noe som indikerer at sonden effektivt trekker fluid fra dypere steder i formasjonen med mindre forurensning av invaderte borehullsfiuider.
Den foregående beskrivelse er blitt begrenset til spesielle utførelsesformer av oppfinnelsen. Det vil imidlertid være klart at varianter og modifikasjoner kan gjøres på de beskrevne utførelsesformer under opprettholdelse av noen eller alle fordelene ved oppfinnelsen. Det er derfor formålet med de vedføyde patentkrav å dekke akke slike variasjoner og modifikasjoner som faller innenfor oppfinnelsens ramme.
Claims (17)
1. Formasjonstesteverktøy for opphenting av formasjonsfluid fra en formasjon (7) som omgir et borehull (1) med borefluid, omfattende: (a) et første element (17) innrettet for å hente formasjonsfluidet fra en sondesone i formasjonen; (b) en isolasjonsanordning (13) som definerer en vernesone ved siden av sondesonen; og (c) en anordning (23b) for å samle inn fluid fra vernesonen for å redusere strømningen av borefluidet inn i sondesonen;
karakterisert ved at det første elementet er en sonde (17) innrettet for kontakt med formasjonen, og at isolasjonsanordningen innbefatter en vernering (15) innrettet for å kontakte borehullsveggen rundt sonden.
2. Verktøy ifølge krav 1,
karakterisert ved at anordningen for å samte inn fluid fra vernesonen er en vernestrømningsledning (23b) forbundet med vernesonen.
3. Verktøy ifølge krav 2,
karakterisert ved at en sondestrømningsledning (23a) er forbundet med sondesonen.
4. Verktøy ifølge krav 3,
karakterisert ved en første styreanordning for å styre fluidstrømning inn i sondestrømningsledningen, og en andre styreanordning for å styre fluidstrømning inn i vernestrømningsledningen.
5. Verktøy ifølge krav 4,
karakterisert ved at den første styreanordningen er innrettet for å opprettholde et første trykk i sondestrømningsledningen, og den annen styreanordning er innrettet for å opprettholde et andre trykk i vernestrømningsledningen, hvor det første trykket er større enn eller lik det andre trykket.
6. Verktøy ifølge krav 5,
karakterisert ved at sondestrømningsledningen innbefatter en første fluidanalyseanordning, og vernestrømningsledningen innbefatter en andre fluidanalyseanordning.
7. Verktøy ifølge krav 6,
karakterisert ved at et sondefluidprøvekammer er forbundet med sondestrømningsledningen.
8. Verktøy ifølge krav 7,
karakterisert ved at formasjonstesteverktøyet er innrettet for å bli brukt på en kabel.
9. Verktøy ifølge krav 1,
karakterisert ved at det er innrettet for å bli brukt på en borestreng.
10. Verktøy ifølge krav 1,
karakterisert ved at det første elementet omfatter et indre snorkelrør innrettet for å penetrere formasjonen, og at isolasjonsanordningen omfatter et ytre snorkelrør innrettet for å penetrere formasjonen.
11. Fremgangsmåte for innsamling av et formasjonsfluid fra en formasjon (7) som omgir et borehull (1) med et borefluid, omfattende: å transportere en formasjonstester inn i borehullet, hvilken formasjonstester definerer en sondesone og en vernesone ved formasjonen; å betjene formasjonstesteren for å samle inn fluid fra vernesonen og redusere strømningen av borefluidet inn i sondesonen; og å samle inn fluid fra sondesonen;
karakterisert ved at det første elementet er en sonde (17) innrettet for kontakt med formasjonen (7), og at isolasjonsanordningen (13) innbefatter en vernering (15) innrettet for å gå i kontakt med borehullsveggen rundt sonden.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 11,
karakterisert ved at en vernestrømningsledning (23b) forbindes med vernesonen; og at en sondestrømningsledning (23a) forbindes med sondesonen.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 12,
karakterisert ved at trykket i vernestrømningsledningen (23b) senkes til en verdi under trykket i sondestrømningsledningen (23a).
14. Fremgangsmåte ifølge krav 13,
karakterisert ved at fluidet i sondestrømningsledningen (23a) overvåkes med hensyn på borefluider.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 11,
karakterisert ved at formasjonstesteren betjenes på en kabel (3).
16. Fremgangsmåte ifølge krav 11,
karakterisert ved at formasjonstesteren betjenes på en borestreng.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 11,
karakterisert ved at a) et indre rør aktiveres på formasjonstesteren for å penetrere formasjonen for å definere sondesonen, og b) et ytre rør aktiveres på formasjonstesteren for å penetrere formasjonen, for å definere vernesonen i området mellom det første rør og det annet rør.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/236,993 US6301959B1 (en) | 1999-01-26 | 1999-01-26 | Focused formation fluid sampling probe |
PCT/US2000/001951 WO2000043812A1 (en) | 1999-01-26 | 2000-01-26 | Focused formation fluid sampling probe |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20013655D0 NO20013655D0 (no) | 2001-07-25 |
NO20013655L NO20013655L (no) | 2001-09-25 |
NO322103B1 true NO322103B1 (no) | 2006-08-14 |
Family
ID=22891884
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20013655A NO322103B1 (no) | 1999-01-26 | 2001-07-25 | Anordning og fremgangsmate for formasjonsfluid-provetaking ved bruk av sonde med vernesone |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6301959B1 (no) |
EP (1) | EP1153320B1 (no) |
DE (1) | DE60026688T2 (no) |
NO (1) | NO322103B1 (no) |
WO (1) | WO2000043812A1 (no) |
Families Citing this family (151)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2791732B1 (fr) * | 1999-03-29 | 2001-08-10 | Cooperation Miniere Et Ind Soc | Dispositif d'obturation d'un puits de forage |
US6769296B2 (en) | 2001-06-13 | 2004-08-03 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for measuring formation pressure using a nozzle |
US6820690B2 (en) | 2001-10-22 | 2004-11-23 | Schlumberger Technology Corp. | Technique utilizing an insertion guide within a wellbore |
US6729399B2 (en) | 2001-11-26 | 2004-05-04 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for determining reservoir characteristics |
EP1514009A4 (en) * | 2002-05-17 | 2006-06-21 | Halliburton Energy Serv Inc | MWD LAYER TEST APPARATUS |
BRPI0310097B1 (pt) * | 2002-05-17 | 2017-05-02 | Halliburton Energy Services Inc | ferramenta e método para testar formação |
US6719049B2 (en) | 2002-05-23 | 2004-04-13 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid sampling methods and apparatus for use in boreholes |
US7178591B2 (en) * | 2004-08-31 | 2007-02-20 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for formation evaluation |
US6964301B2 (en) * | 2002-06-28 | 2005-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for subsurface fluid sampling |
US8210260B2 (en) | 2002-06-28 | 2012-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Single pump focused sampling |
US8555968B2 (en) * | 2002-06-28 | 2013-10-15 | Schlumberger Technology Corporation | Formation evaluation system and method |
US8899323B2 (en) | 2002-06-28 | 2014-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Modular pumpouts and flowline architecture |
EP1540299B1 (en) * | 2002-08-27 | 2013-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single phase sampling apparatus and method |
US7331223B2 (en) * | 2003-01-27 | 2008-02-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for fast pore pressure measurement during drilling operations |
US9376910B2 (en) | 2003-03-07 | 2016-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole formation testing and sampling apparatus having a deployment packer |
US7128144B2 (en) | 2003-03-07 | 2006-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation testing and sampling apparatus and methods |
US7463027B2 (en) | 2003-05-02 | 2008-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for deep-looking NMR logging |
US7178392B2 (en) * | 2003-08-20 | 2007-02-20 | Schlumberger Technology Corporation | Determining the pressure of formation fluid in earth formations surrounding a borehole |
MXPA06003671A (es) | 2003-10-03 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Serv Inc | Sistema y metodos para diagrafias basadas en t1. |
US7195063B2 (en) * | 2003-10-15 | 2007-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole sampling apparatus and method for using same |
US7124819B2 (en) * | 2003-12-01 | 2006-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole fluid pumping apparatus and method |
US7696611B2 (en) * | 2004-01-13 | 2010-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Conductive material compositions, apparatus, systems, and methods |
MY140024A (en) | 2004-03-01 | 2009-11-30 | Halliburton Energy Serv Inc | Methods for measuring a formation supercharge pressure |
US20050194555A1 (en) * | 2004-03-05 | 2005-09-08 | Checkfluid Inc. | Flared Tube and Valve Connection |
US7603897B2 (en) * | 2004-05-21 | 2009-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole probe assembly |
CA2558627C (en) * | 2004-05-21 | 2009-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for using formation property data |
EP2749734B1 (en) * | 2004-05-21 | 2019-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole probe assembly |
US7347262B2 (en) * | 2004-06-18 | 2008-03-25 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole sampling tool and method for using same |
US7380599B2 (en) | 2004-06-30 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for characterizing a reservoir |
US7458419B2 (en) * | 2004-10-07 | 2008-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for formation evaluation |
US7114385B2 (en) * | 2004-10-07 | 2006-10-03 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for drawing fluid into a downhole tool |
AU2008201184B2 (en) * | 2004-10-07 | 2010-01-14 | Schlumberger Technology B.V. | Apparatus and method for formation evaluation |
US7263881B2 (en) * | 2004-12-08 | 2007-09-04 | Schlumberger Technology Corporation | Single probe downhole sampling apparatus and method |
US20060198742A1 (en) * | 2005-03-07 | 2006-09-07 | Baker Hughes, Incorporated | Downhole uses of piezoelectric motors |
US7278480B2 (en) * | 2005-03-31 | 2007-10-09 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for sensing downhole parameters |
US7458252B2 (en) * | 2005-04-29 | 2008-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid analysis method and apparatus |
US7461547B2 (en) * | 2005-04-29 | 2008-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus of downhole fluid analysis |
CA2606638C (en) * | 2005-05-06 | 2014-07-08 | Instrumentation Laboratory Company | Telescoping closed-tube sampling assembly |
US7913774B2 (en) * | 2005-06-15 | 2011-03-29 | Schlumberger Technology Corporation | Modular connector and method |
US7543659B2 (en) * | 2005-06-15 | 2009-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Modular connector and method |
US8950484B2 (en) | 2005-07-05 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation tester tool assembly and method of use |
US7559358B2 (en) * | 2005-08-03 | 2009-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Downhole uses of electroactive polymers |
GB2431673B (en) | 2005-10-26 | 2008-03-12 | Schlumberger Holdings | Downhole sampling apparatus and method for using same |
US7596995B2 (en) * | 2005-11-07 | 2009-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single phase fluid sampling apparatus and method for use of same |
US7874206B2 (en) * | 2005-11-07 | 2011-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single phase fluid sampling apparatus and method for use of same |
US8429961B2 (en) * | 2005-11-07 | 2013-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireline conveyed single phase fluid sampling apparatus and method for use of same |
US7472589B2 (en) * | 2005-11-07 | 2009-01-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single phase fluid sampling apparatus and method for use of same |
US7428925B2 (en) | 2005-11-21 | 2008-09-30 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore formation evaluation system and method |
US20070151727A1 (en) | 2005-12-16 | 2007-07-05 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole Fluid Communication Apparatus and Method |
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 |
US7556097B2 (en) * | 2006-01-11 | 2009-07-07 | Besst, Inc. | Docking receiver of a zone isolation assembly for a subsurface well |
US7631696B2 (en) * | 2006-01-11 | 2009-12-15 | Besst, Inc. | Zone isolation assembly array for isolating a plurality of fluid zones in a subsurface well |
US7665534B2 (en) * | 2006-01-11 | 2010-02-23 | Besst, Inc. | Zone isolation assembly for isolating and testing fluid samples from a subsurface well |
US8636478B2 (en) * | 2006-01-11 | 2014-01-28 | Besst, Inc. | Sensor assembly for determining fluid properties in a subsurface well |
US8151879B2 (en) * | 2006-02-03 | 2012-04-10 | Besst, Inc. | Zone isolation assembly and method for isolating a fluid zone in an existing subsurface well |
US7497256B2 (en) * | 2006-06-09 | 2009-03-03 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for collecting fluid samples downhole |
BRPI0712334B1 (pt) * | 2006-06-09 | 2018-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aparelho e método para amostrar um fluido de formação |
DE602007012355D1 (de) | 2006-07-21 | 2011-03-17 | Halliburton Energy Serv Inc | Volumenausschliesser mit variabler verpackung und probenahmeverfahren dafür |
US8016038B2 (en) * | 2006-09-18 | 2011-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus to facilitate formation sampling |
US20080066535A1 (en) * | 2006-09-18 | 2008-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Adjustable Testing Tool and Method of Use |
US7878243B2 (en) * | 2006-09-18 | 2011-02-01 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for sampling high viscosity formation fluids |
US7614294B2 (en) * | 2006-09-18 | 2009-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for downhole fluid compatibility |
US7886825B2 (en) * | 2006-09-18 | 2011-02-15 | Schlumberger Technology Corporation | Formation fluid sampling tools and methods utilizing chemical heating |
US9284837B2 (en) * | 2006-09-22 | 2016-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Focused probe apparatus and method therefor |
US7857049B2 (en) * | 2006-09-22 | 2010-12-28 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for operational management of a guarded probe for formation fluid sampling |
US7757760B2 (en) * | 2006-09-22 | 2010-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for real-time management of formation fluid sampling with a guarded probe |
US7762328B2 (en) * | 2006-09-29 | 2010-07-27 | Baker Hughes Corporation | Formation testing and sampling tool including a coring device |
US7677307B2 (en) | 2006-10-18 | 2010-03-16 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods to remove impurities at a sensor in a downhole tool |
US7464755B2 (en) * | 2006-12-12 | 2008-12-16 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for sampling heavy oil reservoirs |
US7654321B2 (en) * | 2006-12-27 | 2010-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Formation fluid sampling apparatus and methods |
US7878244B2 (en) * | 2006-12-28 | 2011-02-01 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods to perform focused sampling of reservoir fluid |
US20090159278A1 (en) * | 2006-12-29 | 2009-06-25 | Pierre-Yves Corre | Single Packer System for Use in Heavy Oil Environments |
US8162052B2 (en) | 2008-01-23 | 2012-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Formation tester with low flowline volume and method of use thereof |
US7805988B2 (en) * | 2007-01-24 | 2010-10-05 | Precision Energy Services, Inc. | Borehole tester apparatus and methods using dual flow lines |
US7757551B2 (en) * | 2007-03-14 | 2010-07-20 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for collecting subterranean formation fluid |
US7584655B2 (en) | 2007-05-31 | 2009-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation tester tool seal pad |
US7690423B2 (en) * | 2007-06-21 | 2010-04-06 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool having an extendable component with a pivoting element |
US7726396B2 (en) * | 2007-07-27 | 2010-06-01 | Schlumberger Technology Corporation | Field joint for a downhole tool |
US7805999B2 (en) * | 2007-09-14 | 2010-10-05 | Precision Energy Services, Inc. | Apparatus and methods for measuring pressure using a formation tester |
US7788972B2 (en) * | 2007-09-20 | 2010-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method of downhole characterization of formation fluids, measurement controller for downhole characterization of formation fluids, and apparatus for downhole characterization of formation fluids |
US7707878B2 (en) * | 2007-09-20 | 2010-05-04 | Schlumberger Technology Corporation | Circulation pump for circulating downhole fluids, and characterization apparatus of downhole fluids |
GB0718851D0 (en) | 2007-09-27 | 2007-11-07 | Precision Energy Services Inc | Measurement tool |
US7913755B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US9322266B2 (en) | 2007-11-20 | 2016-04-26 | Schlumberger Technology Corporation | Formation sampling |
US7807962B2 (en) * | 2007-12-13 | 2010-10-05 | Precision Energy Services, Inc. | Borehole tester apparatus and methods for using nuclear electromagnetic radiation to determine fluid properties |
JP5142769B2 (ja) * | 2008-03-11 | 2013-02-13 | 株式会社日立製作所 | 音声データ検索システム及び音声データの検索方法 |
CN101550828B (zh) * | 2008-03-31 | 2014-05-21 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 执行储层流体的聚焦取样的设备和方法 |
US7836951B2 (en) * | 2008-04-09 | 2010-11-23 | Baker Hughes Incorporated | Methods and apparatus for collecting a downhole sample |
US7841402B2 (en) * | 2008-04-09 | 2010-11-30 | Baker Hughes Incorporated | Methods and apparatus for collecting a downhole sample |
US8297354B2 (en) | 2008-04-15 | 2012-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Tool and method for determining formation parameter |
US9051822B2 (en) * | 2008-04-15 | 2015-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Formation treatment evaluation |
US8113292B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Strokable liner hanger and method |
US8171999B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-05-08 | Baker Huges Incorporated | Downhole flow control device and method |
US8555958B2 (en) | 2008-05-13 | 2013-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Pipeless steam assisted gravity drainage system and method |
US8042387B2 (en) | 2008-05-16 | 2011-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus to control a formation testing operation based on a mudcake leakage |
US8434356B2 (en) | 2009-08-18 | 2013-05-07 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid density from downhole optical measurements |
WO2010008684A2 (en) * | 2008-07-15 | 2010-01-21 | Schlumberger Canada Limited | Apparatus and methods for characterizing a reservoir |
US8106659B2 (en) * | 2008-07-25 | 2012-01-31 | Precision Energy Services, Inc. | In situ measurements in formation testing to determine true formation resistivity |
US8015869B2 (en) * | 2008-09-02 | 2011-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus to perform pressure testing of geological formations |
US7967067B2 (en) | 2008-11-13 | 2011-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Coiled tubing deployed single phase fluid sampling apparatus |
US7997341B2 (en) * | 2009-02-02 | 2011-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole fluid filter |
JP5347977B2 (ja) * | 2009-02-06 | 2013-11-20 | ソニー株式会社 | 通信制御方法、及び通信システム |
AU2009346365B2 (en) | 2009-05-20 | 2016-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation tester pad |
US8151881B2 (en) * | 2009-06-02 | 2012-04-10 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints |
US8056627B2 (en) * | 2009-06-02 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints and method |
US8132624B2 (en) | 2009-06-02 | 2012-03-13 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints and method |
US8322416B2 (en) * | 2009-06-18 | 2012-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Focused sampling of formation fluids |
US8735803B2 (en) * | 2009-11-06 | 2014-05-27 | Precision Energy Services, Inc | Multi-channel detector assembly for downhole spectroscopy |
US8436296B2 (en) * | 2009-11-06 | 2013-05-07 | Precision Energy Services, Inc. | Filter wheel assembly for downhole spectroscopy |
US8164050B2 (en) * | 2009-11-06 | 2012-04-24 | Precision Energy Services, Inc. | Multi-channel source assembly for downhole spectroscopy |
US20110214879A1 (en) * | 2010-03-03 | 2011-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Tactile pressure sensing devices and methods for using same |
US8528635B2 (en) * | 2010-05-13 | 2013-09-10 | Schlumberger Technology Corporation | Tool to determine formation fluid movement |
US9429014B2 (en) | 2010-09-29 | 2016-08-30 | Schlumberger Technology Corporation | Formation fluid sample container apparatus |
US8542353B2 (en) | 2010-09-30 | 2013-09-24 | Precision Energy Services, Inc. | Refractive index sensor for fluid analysis |
US8411262B2 (en) | 2010-09-30 | 2013-04-02 | Precision Energy Services, Inc. | Downhole gas breakout sensor |
US9068438B2 (en) * | 2011-01-28 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Optimization of sample cleanup during formation testing |
US8905130B2 (en) * | 2011-09-20 | 2014-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid sample cleanup |
EP2594734B1 (en) * | 2011-11-21 | 2017-03-29 | Services Pétroliers Schlumberger | Well data acquisition tool probe guard |
AU2012375334A1 (en) | 2012-03-29 | 2014-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for formation testing and sampling when performing subterranean operations |
EP3266979B1 (en) * | 2012-05-07 | 2019-02-27 | Halliburton Energy Services Inc. | Formation environment sampling apparatus, systems, and methods |
US20140069640A1 (en) | 2012-09-11 | 2014-03-13 | Yoshitake Yajima | Minimization of contaminants in a sample chamber |
US9115571B2 (en) | 2012-12-20 | 2015-08-25 | Schlumberger Technology Corporation | Packer including support member with rigid segments |
US9382793B2 (en) | 2012-12-20 | 2016-07-05 | Schlumberger Technology Corporation | Probe packer including rigid intermediate containment ring |
US9752431B2 (en) * | 2013-01-11 | 2017-09-05 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for obtaining formation fluid samples utilizing a sample clean-up device |
US9291027B2 (en) | 2013-01-25 | 2016-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Packer and packer outer layer |
US9284838B2 (en) | 2013-02-14 | 2016-03-15 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for obtaining formation fluid samples utilizing independently controlled devices on a common hydraulic line |
EP2824455B1 (en) | 2013-07-10 | 2023-03-08 | Geoservices Equipements SAS | System and method for logging isotope fractionation effects during mud gas logging |
CN103410507B (zh) * | 2013-08-22 | 2017-03-01 | 中国海洋石油总公司 | 一种聚焦式packer装置 |
US9752432B2 (en) | 2013-09-10 | 2017-09-05 | Schlumberger Technology Corporation | Method of formation evaluation with cleanup confirmation |
US9988902B2 (en) | 2013-10-18 | 2018-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining the quality of data gathered in a wellbore in a subterranean formation |
CN103806910A (zh) * | 2014-03-04 | 2014-05-21 | 中国海洋石油总公司 | 一种随钻地层取样系统 |
US10125596B2 (en) * | 2014-05-01 | 2018-11-13 | Margaret Cowsar Waid | Methods, apparatus and products for production of fluids from subterranean formations |
WO2017015340A1 (en) | 2015-07-20 | 2017-01-26 | Pietro Fiorentini Spa | Systems and methods for monitoring changes in a formation while dynamically flowing fluids |
US10738604B2 (en) | 2016-09-02 | 2020-08-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method for contamination monitoring |
US20190234211A1 (en) * | 2018-02-01 | 2019-08-01 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Formation fluid sampling module |
US11555398B2 (en) | 2018-04-12 | 2023-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining pressure measurement locations, fluid type, location of fluid contacts, and sampling locations in one or more reservoir compartments of a geological formation |
US10920587B2 (en) * | 2018-05-31 | 2021-02-16 | Fiorentini USA Inc | Formation evaluation pumping system and method |
US11035231B2 (en) * | 2018-07-01 | 2021-06-15 | Fiorentini USA Inc. | Apparatus and methods for tools for collecting high quality reservoir samples |
US20210388721A1 (en) * | 2018-10-17 | 2021-12-16 | Schlumberger Technology Corporation | System and Method for Contamination Monitoring |
US11230923B2 (en) | 2019-01-08 | 2022-01-25 | Mark A. Proett | Apparatus and method for determining properties of an earth formation with probes of differing shapes |
NO20211201A1 (en) | 2019-05-31 | 2021-10-07 | Halliburton Energy Services Inc | Pressure measurement mitigation |
RU194160U1 (ru) * | 2019-09-11 | 2019-11-29 | Андрей Александрович Павлов | Устройство для отбора глубинных проб |
US11193371B2 (en) * | 2019-09-16 | 2021-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method of minimizing immiscible fluid sample contamination |
US11125083B2 (en) | 2019-10-31 | 2021-09-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Focused formation sampling method and apparatus |
US11555402B2 (en) * | 2020-02-10 | 2023-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Split flow probe for reactive reservoir sampling |
US11572786B2 (en) * | 2020-12-23 | 2023-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual pump reverse flow through phase behavior measurements with a formation tester |
US11536135B2 (en) | 2021-04-15 | 2022-12-27 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for evaluating subterranean formations using an induced gas logging tool |
US11713651B2 (en) | 2021-05-11 | 2023-08-01 | Saudi Arabian Oil Company | Heating a formation of the earth while drilling a wellbore |
US11802827B2 (en) | 2021-12-01 | 2023-10-31 | Saudi Arabian Oil Company | Single stage MICP measurement method and apparatus |
US12049807B2 (en) | 2021-12-02 | 2024-07-30 | Saudi Arabian Oil Company | Removing wellbore water |
Family Cites Families (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2189919A (en) * | 1936-07-18 | 1940-02-13 | Standard Oil Dev Co | Method and apparatus for formation pressure testing |
US2503557A (en) * | 1945-12-22 | 1950-04-11 | Boyd R Mckinely | Formation tester |
US2623594A (en) * | 1949-10-27 | 1952-12-30 | Standard Oil Dev Co | Sampling apparatus for subterranean fluids |
US2747401A (en) | 1952-05-13 | 1956-05-29 | Schlumberger Well Surv Corp | Methods and apparatus for determining hydraulic characteristics of formations traversed by a borehole |
US3323361A (en) * | 1963-08-13 | 1967-06-06 | Schlumberger Technology Corp | Methods and apparatus for analyzing well production |
FR1599037A (no) * | 1968-11-12 | 1970-07-15 | ||
US3611799A (en) | 1969-10-01 | 1971-10-12 | Dresser Ind | Multiple chamber earth formation fluid sampler |
US3762219A (en) * | 1971-09-20 | 1973-10-02 | Halliburton Co | Apparatus for conducting controlled well testing operations |
US3969937A (en) * | 1974-10-24 | 1976-07-20 | Halliburton Company | Method and apparatus for testing wells |
US4392376A (en) * | 1981-03-31 | 1983-07-12 | S-Cubed | Method and apparatus for monitoring borehole conditions |
US4416152A (en) | 1981-10-09 | 1983-11-22 | Dresser Industries, Inc. | Formation fluid testing and sampling apparatus |
US4635717A (en) * | 1984-06-08 | 1987-01-13 | Amoco Corporation | Method and apparatus for obtaining selected samples of formation fluids |
US4860581A (en) | 1988-09-23 | 1989-08-29 | Schlumberger Technology Corporation | Down hole tool for determination of formation properties |
US5230244A (en) * | 1990-06-28 | 1993-07-27 | Halliburton Logging Services, Inc. | Formation flush pump system for use in a wireline formation test tool |
DK225290D0 (da) * | 1990-09-19 | 1990-09-19 | Kurt I Soerensen | Fremgangsmaade og apparatur til at udtage og analysere niveaubestemte proever af poregas/-vaeske fra en underjordisk formation |
US5219388A (en) * | 1992-01-17 | 1993-06-15 | University Of Florida | Method and apparatus for testing water permeability of concrete |
FR2742795B1 (fr) * | 1995-12-22 | 1998-02-27 | Rech Geol Et Minieres Brgm Bur | Dispositif de prelevement selectif de liquides a differents niveaux d'un forage |
US5831156A (en) * | 1997-03-12 | 1998-11-03 | Mullins; Albert Augustus | Downhole system for well control and operation |
-
1999
- 1999-01-26 US US09/236,993 patent/US6301959B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2000
- 2000-01-26 DE DE60026688T patent/DE60026688T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2000-01-26 EP EP00905744A patent/EP1153320B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-01-26 WO PCT/US2000/001951 patent/WO2000043812A1/en active IP Right Grant
-
2001
- 2001-07-25 NO NO20013655A patent/NO322103B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
DE60026688T2 (de) | 2006-10-12 |
US6301959B1 (en) | 2001-10-16 |
NO20013655D0 (no) | 2001-07-25 |
EP1153320B1 (en) | 2006-03-15 |
EP1153320A1 (en) | 2001-11-14 |
WO2000043812A1 (en) | 2000-07-27 |
NO20013655L (no) | 2001-09-25 |
EP1153320A4 (en) | 2003-02-05 |
DE60026688D1 (de) | 2006-05-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO322103B1 (no) | Anordning og fremgangsmate for formasjonsfluid-provetaking ved bruk av sonde med vernesone | |
US10711603B2 (en) | Formation evaluation while drilling | |
AU2007297613B2 (en) | Focused probe apparatus and method therefor | |
US7845405B2 (en) | Formation evaluation while drilling | |
CN1283896C (zh) | 用于确定油层特性的方法和装置 | |
US4690216A (en) | Formation fluid sampler | |
RU2404361C2 (ru) | Скважинный бурильный инструмент, инструмент для оценки параметров пласта и способ оценки параметров пласта посредством скважинного инструмента | |
BRPI1003098B1 (pt) | ferramenta amostradora de fluido de formação para obtenção de um fluido em uma posição dentro de um poço, e método para obtenção de uma amostra de fluido em uma posição num poço | |
NO318155B1 (no) | Anordning for kombinert testing og boring av en uforet bronn ved bruk av pakningssperre | |
NO307527B1 (no) | FremgangsmÕte og anordning for utførelse av en fraktureringstest av en undergrunnsformasjon | |
NO321922B1 (no) | Anordning og fremgangsmate for nedihulls analyse av en grunnformasjons-fluidprove i et borehull | |
NO325137B1 (no) | System og fremgangsmate for formasjonstesting med bruk av funksjonsstatus-monitor | |
NO316129B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte hvor kveil-i-kveil-rör benyttes | |
NO321416B1 (no) | Stromningsdrevet ventil | |
BRPI1000894A2 (pt) | equipamento, e método para realizar testes em uma formação subterránea | |
NO335258B1 (no) | Separator for nedhulls måling og fremgangsmåte for dette | |
NO344199B1 (no) | Apparater og fremgangsmåter for måling av egenskaper til en formasjon | |
NO801456L (no) | Bypass-ventil for en oljebroenn-proevestreng | |
NO145023B (no) | Anordning for undersoekelse av en jordformasjon som er gjennomtrengt av et broenn-borehull | |
NO863222L (no) | Fremgangsmaate og innretning for kontroll av borehulltrykket i perforerte broennhull. |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |