NO342488B1 - Nedhulls formasjonsprøvetakingssystem og fremgangsmåte for nedhulls prøvetaking av en formasjon - Google Patents
Nedhulls formasjonsprøvetakingssystem og fremgangsmåte for nedhulls prøvetaking av en formasjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO342488B1 NO342488B1 NO20064518A NO20064518A NO342488B1 NO 342488 B1 NO342488 B1 NO 342488B1 NO 20064518 A NO20064518 A NO 20064518A NO 20064518 A NO20064518 A NO 20064518A NO 342488 B1 NO342488 B1 NO 342488B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- formation
- sampler
- sampling
- sampling system
- sample
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 336
- 238000005070 sampling Methods 0.000 title claims abstract description 169
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 67
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 25
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 24
- 239000002775 capsule Substances 0.000 claims description 13
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims description 11
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 claims description 6
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 2
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 claims description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 claims 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims 1
- 238000002372 labelling Methods 0.000 claims 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 17
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 15
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 9
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 7
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 4
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000012805 post-processing Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920006311 Urethane elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 230000001413 cellular effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003331 infrared imaging Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000002343 natural gas well Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 238000009527 percussion Methods 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000004441 surface measurement Methods 0.000 description 1
- 235000001892 vitamin D2 Nutrition 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
- 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
-
- 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
- E21B49/006—Measuring wall stresses in the borehole
-
- 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
- E21B49/02—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 mechanically taking samples of the soil
- E21B49/06—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 mechanically taking samples of the soil using side-wall drilling tools pressing or scrapers
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Soil Sciences (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Investigating Or Analysing Biological Materials (AREA)
- Measurement Of Radiation (AREA)
Abstract
System og fremgangsmåte for prøvetaking i en brønnboring er presentert. Prøvetakingssystemet inkluderer en styreenhet og en kapsling til å gå i inngrep med en kanal. Kapslingen omslutter i det minste delvis minst en formasjons- prøvetaker for å innsamle en prøve fra berggrunnen bak brønnveggen. Formasjonsprøvetakere blir oppbevart i en prøvetakerkarusell. Et fremdriftssystem for prøvetakere presser formasjonsprøvetakeren horisontalt inn i brønnveggen. Fremdriftssystem et står i kommunikasjon med styreenheten.
Description
123990/LAH
2018-04-24
Patentsøknad nr.: 2006 4518
Patentsøker: Halliburton Energy Services, Inc.
Tittel: «Nedhulls formasjonsprøvetakingssystem og fremgangsmåte for nedhulls prøvetaking av en formasjon»
TRYKNINGSKLARE DOKUMENTER
Krysshenvisning til relatert applikasjon
Nærværende patentsøknad krever prioritet til commonly owned U. S. provisional patent application, serienummer 60/550,245, innlevert 4. mars 2004, med tittel «MWD Coring» ved Malcolm Douglas McGregor.
Bakgrunn for oppfinnelsen
Etter hvert som oljebrønnboring blir mer og mer kompleks, øker viktigheten av innsamling av formasjonsprøver under boringen.
Oppsummering av oppfinnelsen
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer et nedhulls formasjonsprøvetakingssystem, karakterisert ved at det omfatter:
en styreenhet;
minst én formasjons-prøvetaker til å innsamle en formasjonsprøve;
en prøvetakerkarusell til å lagre formasjonsprøvetakere; et prøvetaker-fremdriftssystem for å presse en prøvetaker inn i formasjonen, der fremdriftsystemet er i kommunikasjon med styreenheten; og
en prøvetakingssystem-kapsling til å gå i inngrep med en kanal, idet prøvetakingssystem-kapslingen i det minste delvis omslutter styreenheten, den minst ene formasjonsprøvetakeren, prøvetakerkarusellen samt prøvetakerfremdriftssystemet.
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer også en fremgangsmåte for nedhulls prøvetaking av en formasjon, karakterisert ved at fremgangsmåten omfatter:
plassering av et nedhulls formasjonsprøvetakingssystem i henhold til oppfinnelsen i et borehull, der prøvetakingssystemet skal gå i inngrep med en kanal;
utlegging av minst én stabilisator fra prøvetakingssystemet for å gå i inngrep med formasjonen;
fortrenging av borefluid eller filterkake fra et prøvetakingssted;
innsamling av en formasjonsprøve ved å presse en formasjonsprøvetaker inn i formasjonen på et prøvetakingssted; fjerning av prøvetakeren fra formasjonen;
måling av en eller flere egenskaper ved formasjonsprøven innenfor formasjonsprøven; og
tetting av formasjonsprøvetakeren.
Ytterligere utførelsesformer av det nedhulls formasjonsprøvetakingssystem og fremgangsmåten for nedhulls prøvetaking av en formasjon i henhold til oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige patentkrav.
Kort beskrivelse av tegningsfigurene
Figur 1 viser et formasjonsprøvetakingssystem.
Figur 2 viser et blokkskjema av et prøvetakingssystem.
Figur 3 viser et stabilisert prøvetakingssystem sett ovenfra.
Figur 4 viser et stabilisert prøvetakingssystem sett fra siden.
Figur 5 viser et blokkskjema av et prøvetakingssystem.
Figur 6 illustrerer en formasjons-prøvetaker sett fra tre sider.
Figur 7 illustrerer en formasjons-prøvetaker og mothette.
Figur 8 viser en formasjons-prøvetaker med intern sensor.
Figur 9 viser en formasjons-prøvetaker som går inn i en formasjon.
Figur 10 illustrerer en formasjons-prøvetaker med en klemring.
Figurene 11-12 viser et tverrsnittdiagram av en formasjonsprøvetaker.
Figurene 15A-15H er tverrsnittdiagrammer av en formasjonsprøvetaker i virksomhet.
Figurene 16-25 er blokkskjemaer av nedhullsprøvetakingssystemer.
Detaljert beskrivelse
Som vist på figur 1 omfatter oljebrønnutstyr 100 (forenklet for lettere forståelse) et boretårn 105, boregulv 110, heiseverk 115 (vist skjematisk her som borelinen og løpeblokken), krok 120, svivel 125, kellyledd 130, rotasjonsbord 135, kanal 140, borkrage 145, LWD-verktøy eller -verktøyer 200 samt borkrone 155. Et fluid slik som luft, slam eller skum blir pumpet, injisert eller sirkulert inn i svivelen av en slamtilførselslinje (ikke vist). Fluidet blir for enkelhets skyld kalt «slam» i nærværende beskrivelse. Slammet flyter gjennom kellyleddet 130, kanal 140, vektrør 145, og sub-er 150 og går ut gjennom strålerør eller dyser i borkronen 155. Slammet flyter så opp annulus mellom kanalen veggen av borehullet 160. En slamreturlinje 165 returnerer slam fra borehullet 160 og sirkulerer det til en slamgrop (ikke vist) og tilbake til slamtilførselslinjen (ikke vist). Kombinasjonen av vektrøret 145, sub-ene 150 og borkronen 155 kalles bunnhullsoppstilling (Bottom Hole Assembly - "BHA").
Måling-under-boring (MWD) og Logging-under-boring (LWD)(MWD/LWD)-verktøyer kan være innbygd i deler av borestrengen. Eksempelvis kan MWD/LWD-verktøyet kan være i en eller flere av sub-ene 150, i vektrøret 145 eller på eller omkring borkronen 155.
Det presiseres at termen «oljebrønnboreutstyr» eller «oljebrønnboresystem» ikke er ment å begrense bruken av utstyret og prosessene som er beskrevet ved disse termene om boring av en oljebrønn. Termene omfatter også boring av naturgassbrønner eller hydrokarbonbrønner i alminnelighet. Videre kan slike brønner brukes til produksjon, overvåking eller injisering når det gjelder uttak av hydrokarboner eller andre materialer fra undergrunnen.
Med betegnelsene «koble» eller «kobler» slik de er brukt her, menes enten en indirekte eller en direkte forbindelse. Dersom altså en første innretning kobles til en andre innretning, kan denne forbindelsen være i form av en direkte forbindelse eller i form av en indirekte forbindelse via andre innretninger og forbindelser.
I et eksempelsystem kan kanalen 140 omfatte en borestreng, inkludert en eller flere ledd borerør eller sammensatte rør. I et annet eksempelsystem kan kanalen 140 omfatte et kveilerør. I et annet eksempelsystem kan kanalen 140 omfatte en brønnstimuleringsstreng inkludert sammensatt rør, kveilerør eller borerør. I et annet eksempelsystem, kan kanalen 140 inkludere en brønnkabel.
Et eksempel på MWD/LWD-verktøyet 200, inkludert kjerneprøvetakingsmuligheter, er vist på figur 2.
MWD/LWD-verktøyet 200 inkluderer en lokal styreenhet 201 til å dirigere aktivitetene til modulene innenfor MWD/LWD-verktøyet 200. Den lokale styreenheten 201 kan samvirke med overflatestyreenheten 185, vist på figur 1. Kapslingen av MWD/LWD-verktøyet 200 er plassert på kanalen 140 som har en innerannulus 205. Kapslingen av MWD-verktøyet kan være en sub som er dannet av borerørcasing. MWD/LWD-verktøyet 200 kan være fastgjort til kanalen 140 med vanlige midler, inkludert bolting av MWD/LWD-verktøyet 200 til kanalen 140.
Tilbake til figur 1: i et eksempelsystem kan et kommunikasjonsmedium være plassert inne i kanalen, for eksempel i en innerannulus av kanal 140 eller i en dypboret kanal i kanal 140. Kommunikasjonsmediet kan tillate kommunikasjon mellom overflate-styreenheten 185 og en eller flere nedhulls komponenter, inkludert MWD/LWD-verktøy 200.
Kommunikasjon mellom MWD/LWD-verktøyet 200 og overflatestyreenheten 185 kan utføres ved bruk av hvilken som helst passende teknikk, inkludert elektromagnetisk (EM) signalering, slampuls-telemetri, pakkesvitsjet nettverk eller forbindelsesbasert elektronisk signalering.
Kommunikasjonsmediet kan være en wire, en kabel en bølgeleder, et fiber, et fluid slik som slam eller hvilket som helst annet medium. Kommunikasjonsmediet kan inkludere en eller flere kommunikasjonsveier. En kommunikasjonsvei kan for eksempel koble en eller flere av MWD/LWD-verktøyene 200 til overflatestyreenheten 185, mens en annen kommunikasjonsvei kan koble andre en eller flere MWD/LWD-verktøy 200 til overflatestyreenheten 185.
Kommunikasjonsmediet kan brukes til å styre en eller flere elementer, slik som MWD/LWD-verktøy 200. Overflatestyreenheten 185 kan for eksempel dirigere aktivitetene til MWD/LWD-verktøy 200, for eksempel ved å signalere de lokale styreenhetene i en eller flere MWD/LWD-verktøy 200 om å utføre en forhåndsprogrammert funksjon. Kommunikasjonsmediet kan også brukes til å overføre data, inkludert sensormålinger. Eksempelvis kan målinger fra sensorer i MWD/LWD-verktøy 200 bli sendt til overflatestyreenheten 185 for videre prosessering eller analyse eller lagring.
Overflatestyreenhet 185 kan kobles til en terminal 190, som kan utføre funksjoner som spenner fra det som finnes hos en «dum» terminal, til slike som finnes hos en datamaskin i server-klasse. Terminal 190 tillater en bruker å samvirke med overflatestyreenheten 185. Terminal 205 kan være lokal hos overflatestyreenheten 185 eller den kan være plassert fjernt fra og i kommunikasjon med overflatestyreenheten 185 via telefon, et cellularnett, en satellitt, Internett, et annet nettverk, eller en kombinasjon av disse. Kommunikasjonsmediet 205 kan tillate kommunikasjon med en hastighet som er tilstrekkelig til at overflatestyreenheten 185 kan utføre sanntids prøvetaking og analyse av data fra sensorer plassert nedhulls eller andre steder.
Ved å bruke to eller flere MWD/LWD-verktøy 200, kan sensing og testing, inkludert kjerneprøvetaking bli utført på ulike dybder i borehullet 160 uten å forflytte MWD/LWD-verktøyet 200.
MWD/LWD-verktøyet 200 vist på figur 2 inkluderer et kjerneprøvetakingssystem. MWD/LWD-verktøyet 200 inkluderer en prøvetakingsarm 210 som kan være drevet fra MWD/LWD-verktøyet 200 inn i veggen på borehullet 160. Prøvetakingsarmen 210 kan tette grensesnittet mellom seg selv og borehullveggen 160. Prøvetakingssystemet inkluderer en eller flere formasjons-prøvetakere 220, montert i en formasjonsprøvetaker-karusell 225. I visse utførelser kan formasjonsprøvetakerne 220 bli kalt kjerneskjærere. Formasjonsprøvetaker-karusellen 225 kan lagre formasjons-prøvetakerne 220 før og etter at de tar formasjonsprøver. Kjerneskjærerkarusellen 225 kan flyttes (f.eks. dreid eller fremført), slik at en ubrukt formasjons-prøvetaker 220 blir tilgjengelig for prøvetaking av formasjonen.
MWD/LWD-verktøyet 200 kan også inkludere en eller flere stabilisatorer, slik som stabilisator 230. Generelt kan stabilisatoren 230 arrangeres i hvilken som helst konfigurasjon for å gripe inn i borehullveggen og sørge for økt stabilitet for MWD/LWD-verktøyet 200 mens det tar prøver. I noen eksempelutførelser kan stabilisatoren 230 inkludere et blad eller en skrue. Stabilisatoren 230 kan bli tvunget ut av MWD/LWD-verktøyet 200 og i inngrep med borehullveggen 160 av en fremdriftsinnretning slik som fremdriftsinnretning 235.
En planskisse av et MWD/LWD-verktøy 200 i borehull 160 er vist på figur 3. MWD/LWD-verktøyet 200 har en forlengbar prøvetakingsarm 210 og forlengbare stabilisatorer 230 og 305.
Prøvetakingsarmen 210 og en eller flere stabilisatorer, slik som 230 og 305, kan være plassert i en vinkel til hverandre, for å øke stabiliteten av MWD/LWD-verktøyet 200.
MWD/LWD-verktøyet 200 i borehull 160 er vist sett fra siden på figur 4. Som det er vist her, kan prøvetakingsarmen 210 og stabilisatorene 230 og 305 være i forskjellige plan relativt til hverandre, for å øke stabiliteten av MWD/LWD-verktøyet 200 eller for å øke området av formasjon som kan bli prøvetatt, senset eller testet av prøvetakingsarmen 210 og stabilisatorene 230 og 305.
Tilbake til figur 2: både prøvetakingsarmen og stabilisatorene, slik som stabilisator 230, kan være forbundet med en eller flere sensorer slik som sensorene 240 og 245. Sensorene 230 og 245 kan måle en eller flere relevante egenskaper og frembringe ett eller flere signaler som indikerer den målte egenskapen. Hver av sensorene, slik som sensorene 240 og 245, kan for eksempel måle en eller flere av følgende egenskaper: formasjonstrykk, formasjonsspesifikk motstand, horisontal permeabilitet, vertikal permeabilitet, bergstyrke, berg-kompressibilitet, permeabilitetsretning eller spesifikk motstand. Sensorene kan også utføre bildedannelse slik som akustisk bildedannelse eller bildedannelse av spesifikk motstand eller hvilken som helst annen form av bildedannelse. Sensor signalene kan videresendes til den lokale styreenheten 201 og til overflatestyreenheten 185. Virkemåten til sensorene 240 og 245 kan styres fra den lokale styreenheten 201 eller fra overflatestyreenheten 185. Prøvetakingsarmen 210 og stabilisatoren 230 kan hver ha en indre annulus for å tillate sensorene 240 og 245 å ta prøver innenfor prøvetakingsarmen 210 eller stabilisatoren 230 etter at de er i inngrep med brønnhullet 160.
Prøvetakingsarm 210, stabilisator 230 og sensorer 240 og 245 kan være posisjonert eller orientert for å kunne gjøre retningsmålinger. Eksempelvis kan prøvetakingsarm 210 og sensor 240 være posisjonert og orientert av fremdriftsinnretning 215 for å bestemme en eller flere av horisontal permeabilitet av formasjonen, vertikal permeabilitet av formasjonen eller permeabilitetsretningen innen formasjonen.
Når prøvetakingsarm 210 er presset mot formasjonen, kan systemet redusere eller øke trykket inne i prøvetakingsarmen. I et eksempelsystem, er trykket i prøvetakingsarm 210 redusert ti reservoartrykket eller redusert til under reservoartrykket. For å oppnå dette omfatter prøvetakingssystemet en ventil 250 og en pumpe 255 for å redusere trykket inne i prøvetakingsarmen 210. Prøvetakingssystemet kan også inkludere en fluid-prøvetakingsenhet, slik som 245, for å innsamle en eller flere fluidprøver pumpet fra formasjonen. Fluid-prøvetakingsenheten 245 kan inkludere ekstra funksjonalitet for å identifisere eller karakterisere det prøvetatte fluidet som borefluid (f.eks. slam), formasjonsfluid eller en blanding av bore- og formasjonsfluider. Fluidprøvetakingsenheten 245 kan sløyfe eller fjerne borefluider fra formasjonsprøven slik at prøvene i fluidtesting- og prøvetakingsenheten 260 i hovedsak er formasjonsfluid. Stabilisatorene, slik som stabilisator 230, kan også inkludere en ventil 265, en pumpe 270 og en fluid-prøvetakingsenhet 275.
Ett eksempel på MWD/LWD-verktøyet 200 kan utføre en synkehastighetstest på formasjonen. I eksempelsystemet kan sensoren 240 måle trykket inne i prøvetakingsarmen 210. Etter at prøvetakingsarm 210 er i inngrep med borehullveggen 160 kan den lokale styreenheten 201 åpne ventilen 250 og kjøre pumpen 255 for å senke trykket i prøvetakingsarmen under reservoartrykket. Den lokale styreenheten 201 kan så stenge ventilen 250, deaktivere pumpen 255 og måle trykkstigningen i prøvetakingsarmen 210. På grunnlag av den målte trykkøkingen versus tid kan den lokale styreenheten 201 eller overflatestyreenheten 185, bestemme en eller flere fysiske egenskaper ved formasjonen, inkludert permeabilitet, for eksempel.
Et eksempelsystem for innsamling av en formasjonsprøve er illustrert på figur 5. I visse utførelser kan formasjonsprøven også bli kalt en kjerne eller en kjerneprøve. Systemet kan blåse opp en eller flere oppblåsbare pakningsplugger, slik som oppblåsbare pakningsplugger 505 og 510 rundt den delen av borehullveggen som skal prøvetas. Disse pakningspluggene kan hindre at slam flyter inn i det området av borehullveggen som skal prøvetas. De oppblåsbare pakningspluggene 505 og 510 kan blåses opp av en eller flere pumper, slik som pumpene 515 og 520. Pumpene 515 og 520 kommuniserer med den lokale styreenheten 201 og kan styres til å pumpe fluid inn i eller ut av pakningspluggene 505 og 510 etter behov. Fluid for å fylle pakningspluggene kan komme innefra MWD/LWD-verktøyet 200, fra overflaten eller fra slam omkring MWD/LWD-verktøyet 200 eller indre annulus 205 av kanalen 140.
I tillegg til den ene eller flere oppblåsbare pakningspluggene, slik som 505 og 510, kan prøvetakingssystemet bruke en eller flere sideveggputer til å isolere den delen borehullveggen som blir prøvetatt. Eksempelvis kan enden av prøvetakingsarmen 210 være utstyrt med en sideveggpute 525 for å isolere og forsegle den delen av borehullveggen som blir prøvetatt. Sideveggputen 525 kan ha et hull som tillater prøvetakere 220 å gå inn i formasjonen.
Prøvetakingsarmen 210 kan inkludere en indre annulus 530 som tillater formasjonsprøvetaker 220 å passere gjennom prøvetakingsarmen 210 og inn i formasjonen. Prøvetakeren kan være drevet av en drivarm 535 som er drevet av fremdriftsystemet 215. Fremdriftsystemet 215 kan bruke samme drev som brukes til å forlenge prøvetakingsarmen 210, eller det kan bruke et separat drivsystem. I et eksempelsystem kan fremdriftsystemet bruke en boreaksjon til å dreie formasjonsprøvetakeren 220 mens de legger på trykk, for å tvinge formasjonsprøvetaker 220 inn i formasjonen. I et annet eksempelsystem kan fremdriftsystemet bruke et slagsystem til å tvinge formasjonsprøvetaker 220 inn i formasjonen. Fremdriftsystemet 215 kan for eksempel detonere en ladning bak formasjonsprøvetaker 220, som får den til å bevege seg inn i formasjonen. I et annet eksempel kan fremdriftsystemet 215 bruke et system med gjentatte slag for hele tiden å påføre trykk på formasjonsprøvetaker 220 for å tvinge den inn i formasjonen.
Prøvetakingssystemet kan ta målinger mens det presser formasjonsprøvetakeren 220 inn i formasjonen. I et eksempelsystem der prøvetakeren blir boret inn i formasjonen, måler systemet vrimomentet som blir påtrykt formasjonsprøvetakeren 220 mens den blir presset inn i formasjonen. Denne målingen kan bli videresendt til den lokale styreenheten 201 eller overflatestyreenheten 185. Systemet kan bruke slike målinger til å bestemme egenskaper av formasjonen, slik som massetetthet, egenvekt eller bergstyrke av formasjonen. Disse målingene kan brukes til å optimalisere boreoperasjonen.
Fremdriftsystemet 215 kan også inkludere funksjonalitet for å hente inn formasjonsprøvetakeren 220 etter prøvetaking, eller i tilfelle av en mislykket prøvetaking. I et eksempelsystem kan fremdriftsystemet plassere formasjonsprøvetaker 220 tilbake i et spor i karuselllen 225. I et annet eksempelsystem kan fremdriftsystemet tvinge formasjonsprøven ut av formasjonsprøvetakeren 220 og inn i en annen beholder. Beholderen kan være en separat beholder for hver formasjonsprøve, eller den kan være en beholder for multiple formasjonsprøver. I et annet eksempelsystem kan fremdriftsystemet inkludere funksjonalitet for å kapsle og avkapsle en formasjons-prøvetaker 220, ved hjelp for eksempel av en prøvetakerkapsel.
Systemet kan utføre testing mens formasjonsprøvetakeren 220 ligger inne i formasjonen. Eksempelvis kan systemet utføre en nedtrekks test, som beskrevet ovenfor. I en slik test kan fluider bli trukket gjennom formasjonsprøven, eller formasjonsprøven inne i formasjonsprøvetaker 220. Systemet kan være i stand til å utføre en mer nøyaktig måling av formasjonsegenskaper slik som permeabilitet i en slik situasjon, fordi dimensjonene av formasjonen i formasjonsprøvetakeren 220 er begrenset til dimensjonene av det indre av formasjonsprøvetaker 220. Denne testingen kan bli utført der formasjonsprøven inneholder originale formasjonsfluider. I en utførelse kan synkehastighetstesten eller andre formasjonstester bli utført etter at hele eller en del av formasjonsprøven er blitt fjernet fra formasjonen, slik at en formasjonsskade ikke påvirker formasjonstesten.
Etter innhenting av en formasjons-prøvetaker 220 som inneholder en formasjonsprøve kan systemet utføre lokal testing av formasjonen inne i formasjonsprøvetakeren 220. Systemet kan for eksempel måle resistivitet, permeabilitet, trykkfall over formasjonsprøven, eller hvilke som helst andre egenskaper av formasjonsprøven. Denne testingen kan utføres der formasjonsprøven inneholder originale formasjonsfluider.
Formasjonen og fluidprøvene kan returneres til overflaten for testing. Systemet kan plassere formasjonen i en tett beholder ved for eksempel å innkapsle formasjonsprøvetakeren 220. Beholderen kan også inneholde originale formasjonsfluider og kan ha prøvetakingstrykk. Fluidprøvene kan forsegles i separate beholdere. Systemet kan så støte hver av de forseglede beholderne inn i slamstrømmen utenfor MWD/LWD-verktøyet 200. Det forseglede beholderen kan så hentes tilbake i slamreturlinjen 165, slamgropen eller et annet sted. I et annet eksempelsystem kan slamstrømmen reverseres og den forseglede beholderen kan bli plassert i den indre annulus 205 i kanalen 140. I et slikt eksempelsystem kan den forseglede beholderen bli hentet tilbake av en innfanger-sub på overflaten eller i en annen del av slamsystemet.
Basert på målte egenskaper i formasjonsprøven kan driften av boresystemet modifiseres. Eksempelvis kan borebanen bli endret på grunnlag av egenvekt, massetetthet eller en annen målt egenskap ved formasjonsprøven. De målte egenskapene ved prøven kan også brukes til å bestemme grensesnittområder eller soner i formasjonen, og boreoperasjoner eller andre operasjoner kan justeres i samsvar med dette.
Fremdriftsinnretningen i MWD/LWD-verktøyet 200, slik som fremdriftsinnretninger 215 og 235, kan drives lokalt, innenfor MWD-verktøyet, eller de kan drives av slampumpene eller et hydraulisk system, som i sin tur kan drive en nedhulls pumpe. Hver av fremdriftsinnretningene 215 kan være en elektromotor eller annet drivsystem, et trykkluftsdrivsystem, et hydraulisk drivsystem eller hvilket som helst annet system for å drive systemet. I en eksempel på MWD/LWD-verktøyet 200 kan fremdriftsinnretningen bli drevet ved rotasjonen av kanalen 140. Hvis fremdriftsinnretnings er drevet av rotasjonen av kanalen 140, kan MWD/LWD-verktøyet 200 frikobles fra kanalen 140, slik at det ikke roterer med kanalen 140.
Et eksempel på formasjons-prøvetaker 220 er illustrert i tre snitt på figur 6. Formasjonsprøvetaker 220 har et indre og et ytre. Formasjonsprøvetaker 220 kan inkludere et skjæreflate 605 i den åpne enden av prøvetakeren. Skjæreflaten 605 og det ytre av prøvetakeren kan inkludere diamanter, en PDC-type trykkflate eller et annet arrangement for å skjære inn i formasjonen. Formasjonsprøvetaker 220 kan inkludere en eller flere overstørrelsesgjenger 610 som kan tillate lukking og forsegling av formasjonsprøvetaker 220. Overstørrelses-gjengingen 610 kan være en tanke større enn skjæreflaten 605.
Den lukkede enden av formasjonsprøvetakeren 220 kan inkludere en ventil 620 inne i formasjonsprøvetaker 220. Ventilen 620 kan være en enveisventil, en tilbakeslagsventil eller en annen innretning som tillater fluidoppsamling eller prøvetaking via formasjonsprøvetaker 220. En kobler 615 kan være festet til utsiden av den lukkede enden av formasjonsprøvetaker 220. Eksempel på en kobler 615 kan inkludere gjenging 625 for å passe til drivarmen 535. Et annet eksempel på kobler 615 kan være formet slik at drivarmen kan gripe inn i yttersiden av kobleren 615. Eksempelvis kan yttersiden av kobler 615 ha en heksagonal form eller ekstern gjenging slik at drivarmen 535 kan koble til og drive formasjonsprøvetaker 220.
Det indre av formasjonsprøvetaker 220 kan også inkludere gjenging 630 til å gå i inngrep med og holde formasjonen inne i prøvetakeren. Gjengingen 630 kan skjære en rille i formasjonen. Gjengingen 630 kan så forbli i rillen, hvilket kan få formasjonsprøven til å løsne fra formasjonen når formasjonsprøvetakeren 220 blir trukket tilbake.
Et eksempel på formasjons-prøvetaker 220 med kjerneskjærerkapsel 705 er vist på figur 7. Kjerneskjærerkapselen 705 kan gripe inn i og tette formasjonsprøvetakeren 220, ved ̈å bruke overstørrelses-gjengene 610. Det indre av kjerneskjærerkapselen 705 kan inkludere en eller flere gjenger 710 til å gå i inngrep med overstørrelses-gjengene 610. Kapslingen eller fjerning av kapslingen av formasjonsprøvetaker 220 kan oppnås ved hjelp av fremdriftsinnretningen 215 eller av en annen innretning i MWD/LWD-verktøyet 200. For å hindre fuktighet kan prøvetakerne 220 lastes inn i prøvetakerkarusellen 225 med kjernekutterkapslene 705 påsatt. Når systemet er klart til å bruke en formasjons-prøvetaker 220, kan det fjerne kjernekutterkapselen 705 forut for prøvetaking. Systemet kan også plassere eller erstatte en kjerneskjærer-kapsel 705 på formasjonsprøvetaker 220 etter prøvetaking.
Hver av prøvetakerne 220 kan inkludere en sensor, slik som en intern sensor 805, vist på figur 8. Den interne sensoren 805 kan måle en egenskap av formasjonen mens formasjonsprøvetaker 220 tar en prøve, eller etter prøvetaking, og produsere et signal som angir den målte egenskapen. Den interne sensoren 805 kan videresende signalet til den lokale styreenheten 201, som i sin tur kan videresende signalet til overflatestyreenheten 185. Hver av de interne sensorene, slik som sensorene 805, kan måle en eller flere av følgende egenskaper: formasjonstrykk, formasjonens spesifikke motstand, bergets kompresjonsstyrke eller vrimoment for å skjære formasjonen. Sensorene kan også måle hvor full formasjonsprøvetakeren 220 er. Sensoren kan måle et område av fyllingsgrad for prøvetakeren, eller den kan bare registrere når prøvetakeren når en viss fyllingsgrad. Sensoren 805 kan for eksempel inkludere en bryter som lukkes når den kommer i kontakt med formasjonen, og derved angi at prøvetakeren har oppnådd en fyllingsgrad (f.eks. helt full). I et annet eksempel kan sensoren inkludere en uendelig variabel komponent (f.eks. en motstand, kondensator eller induktor) som kan signalere et nivå som komponenten er utsatt for (f.eks. 1 %, 50 % eller 99 %). Ved å bruke utsignalet fra en slik sensor 805 kan den lokale styreenheten 201 overvåke fremdriften av prøvetakeren inn i formasjonen og bestemme en egenskap ved formasjonen (f.eks. tetthet, egenvekt, massetetthet eller vekt av formasjonen eller formasjonsprøven). Utsignalet fra sensoren 805 kan også brukes til å bestemme når inndriving av prøvetakeren i formasjonen skal stoppe eller til å diagnostisere problemer ved prøvetakingssystemet. Den lokale styreenheten 201 kan stoppe inndriving av prøvetakeren inn i formasjonen når prøvetakeren når en ønsket fyllingsgrad (f.eks. helt full eller 95 % full). Hver av de interne sensorene, slik som intern sensor 805, kan også utføre bildedanning slik som sonisk bildedanning eller hvilken som helst annen form for bildedanning. De interne sensorene kan også måle vrimoment i prøvene under prøvetakingen. Vrimoment i prøven kan brukes til å bestemme bergstyrke, noe som i sin tur kan brukes til å unngå skade på fremdriftsinnretning eller fremdriftsinnretningen 215 eller formasjonsprøven inne i formasjonsprøvetakeren 220. Vrimoment i prøven kan også brukes til å bestemme når prøven i formasjonsprøvetakeren 220 er frigjort fra formasjonen.
Et annet eksempel på formasjons-prøvetaker 220 som går inn i en formasjon er illustrert på figur 9. Eksempelet på formasjons-prøvetaker 220 inkluderer et flensstempel 905 inne i formasjonsprøvetaker 220. Eksempelet på formasjonsprøvetaker 220 inkluderer også en hydraulisk o-ring 910. Idet prøvetakeren går inn i formasjonen blir flensstempelet 905 presset inn i formasjonsprøvetakeren 220. Noe av fluidene i formasjonsprøvetaker 220 kan bli presset gjennom den hydrauliske o-ringen og ut av formasjonsprøvetakeren 220. En slik formasjons-prøvetaker 220 kan hindre at fuktighet lekker ut av formasjonsprøvetakeren 220, hvilket preserverer formasjonsprøven bedre.
Et annet eksempel på formasjons-prøvetaker 220 med en klemring 1005 er vist på figur 10. Utsiden av formasjonsprøvetaker 220 kan være gjenget for å motta klemringen 1005, eller klemringen kan bli presset inn på formasjonsprøvetakeren 220. Klemringen kan påføre en innovervirkende trykk på prøvetakeren for å bidra til å holde prøven inne i formasjonsprøvetakeren 220. Formasjonsprøvetaker 220 kan også inkludere andre egenskaper for å holde på prøven. Eksempelvis kan innerdiameteren av åpningen i formasjonsprøvetaker 220 være større i skjæreflaten 605 enn i løpet 1010. I et slikt arrangement kan formasjonsprøven være komprimert idet den blir presset inn i løpet 1010.
Figur 11 viser et annet eksempel på formasjonsprøvetaker, vist generelt ved 1100. Formasjonsprøvetaker 1100 inkluderer et prøvetakingsrør 1105, en flottør 1110 omkring prøvetakingsrøret 1105 og en beskyttelsesforsegling 1115. I visse utførelser kan formasjonsprøvetaker 1100 inkludere en eller flere sensorer, slik som sensor 805 vist på figur 8. I noen utførelser kan formasjonsprøvetaker 1100 inkludere en eller flere datamerkelapper som skal bli i formasjonsprøvetakeren 1100, og en eller flere datamerkelapper 1100 som skal plasseres i formasjonen ved eller nær et prøvetakingssted. Prøvetakingsrøret 1105 kan være et tynnvegget metallrør med en base 1120 for å lette fjerningen av formasjonsprøven 1100 fra formasjonen. I en eksempelutførelse kan prøvetakingsrøret ha en diameter på 0,25 eng. tommer og kan være 5/8 eng. tommer langt. Skjærekanten av prøvetakingsrøret 1105 kan være faset for å lette innføring i formasjonen.
Beskyttelsesforseglingen 1115 kan flytte borefluider eller filterkake mens formasjonsprøvetakeren 1100 blir presset inn i en formasjon. Beskyttelsesforseglingen kan være fleksibel og komprimerbar for å bli presset inn i prøvetakingsrøret 1105 når først formasjonsprøvetakeren 1100 er drevet inn i formasjonen. Beskyttelsesforseglingen 1115 kan i tillegg hindre tap av en formasjonsprøve så snart formasjonsprøvetakeren 1100 er fjernet fra formasjonen. Beskyttelsesforseglingen kan festes til formasjonsprøvetakeren 1100 ved flottøren 1110 før formasjonsprøvetakeren 1100 blir drevet inn i formasjonen.
Flottøren 1110 kan festes til ytterdiameteren av prøvetakingsrøret 1105 og kan være laget av et svært fleksibelt materiale. I en eksempelutførelse kan flottøren 1110 være laget av en uretangummi. Flottøren 1110 kan videre tette prøvetakingsrøret 1105 så snart prøvetakeren 1100 er fjernet fra formasjonen, som beskrevet med henvisning til figurene 12-14 nedenfor. Flottøren 1110 kan også øke flyteevnen til formasjonsprøvetaker 1100 slik at den kan gå tilbake til overflaten etter prøvetaking. I en eksempelutførelse kan formasjonsprøvetaker 1100 ha en nøytral til litt positiv oppdrift relativt til borefluidet i borehullet 160.
Et eksempel på formasjons-prøvetaker 1100 med en formasjonsprøve 1205 er vist på figur 12. Formasjonsprøvetakeren 1100 kan danne krympinger 1210 for å bidra til å holde fast formasjonsprøven 1205. Flottøren 1110 kan videre lukke seg rundt den åpne enden av prøvetakingsrøret 1105 for å bidra til å holde fast formasjonsprøven 1205. Et eksempel på fronten av flottøren 1110 mens den blir presset mot en formasjon er vist på figur 13. Flottøren kan ha en åpning 1305 slik at formasjonsprøven 1205 kan gå inn i prøvetakingsrøret 1105. Som vist på figur 14, kan åpningen 1305 imidlertid stenge så snart formasjonsprøvetaker 1100 er fjernet fra formasjonen.
Figurene 15A-15H demonstrerer et eksempel på prøvetakingsprosedyre ved bruk av formasjonsprøvetaker 1100. I 15A blir formasjonsprøvetaker 1100 holdt av klemmer 1515. Klemmene 1515 kan være en del av fremdriftsystemet 215 i en eksempelutførelse. En pressblokk 1510 presser formasjonsprøvetakeren 1100 mot formasjonen.
På figur 15B er beskyttelsesforseglingen 1115 i kontakt med et lag 1505 på utsiden av formasjonen. Laget 1505 kan inkludere borefluid, filterkake eller andre sedimenter eller fluider. Beskyttelsesforseglingen 1115 kan fjerne noe eller alt av laget 1505 på prøvetakingsstedet.
På figur 15C er beskyttelsesforseglingen 1115 presset inn i prøvetakingsrøret 1105. Flottøren 1100 blir presset mot formasjonen og kan deformere. Flottøren 1100 kan fjerne ytterligere deler av laget 1505 og kan hjelpe med å holde borefluid ute fra prøvetakingsrøret 1105 mens formasjonen blir prøvetatt.
Med henvisning til figur 15D driver pressblokken 1510 formasjonsprøvetakeren 1100 inn i formasjonen. I noen eksempelutførelser blir formasjonsprøvetaker 1100 skjøvet, slaghamret eller vridd inn i formasjonen. I noen eksempelutførelser kan prøvetakingsrøret 1105 inkludere humper for å påføre vrikking på prøvetakingsrøret 1105 mens det blir drevet inn i formasjonen.
På figur 15E kan pressblokken 1510 påtrykke en eller flere krefter for å bryte løs formasjonsprøven fra formasjonen for uttak. I en eksempelutførelse kan formasjonsprøvetaker 1100 bli tildelt en eller flere skarpe slag for å bryte løs formasjonsprøven 1205. I andre utførelser kan en vribevegelse eller en vrikkebevegelse bli påført prøvetakingsrøret 1105 for å bryte løs formasjonsprøven. Disse kreftene kan også bidra til å danne korrugeringer 1210 i formasjonsprøvetakingsrøret 1105.
Med henvisning til figur 15F kan grepene 1510 klemme på prøvetakingsrøret 1105 for å bidra til uttak av prøvetakingsrøret 1105 fra formasjonen. Drivblokken 1505 kan begynne å påtrykke en eller flere krefter for å fjerne formasjonsprøvetaker 1100 fra formasjonen. Disse kreftene kan inkludere en kraft bort fra formasjonen, vri- eller vrikkekrefter for å fjerne prøvetakingsrøret 1105 fra formasjonen. Fjerneprosessen kan være langsommere enn inngrepet i formasjonen. Den deformerte flottøren 1100 kan gi tilleggskraft for å bidra til fjerning av prøvetakingsrøret 1105 fra formasjonen.
På figur 15G er prøvetaker 1100 fjernet fra formasjonen med formasjonsprøven 1205. Flottøren 1100 lukker seg rundt den åpne enden av prøvetakingsrøret 1105 for i det minste delvis å tette prøvetakingsrøret 1105. På figur 15H kan griperne 1510 bli trukket tilbake fra formasjonsprøvetakeren 1110 slik at prøvetakeren kan gå tilbake til overflaten, eller for andre operasjoner, som blir gjennomgått nedenfor.
Et flytskjema av et eksempelsystem for prøvetaking av en formasjon er vist på figur 16. Systemet stabiliserer, posisjonerer og orienterer MWD/LWD-verktøyet 200 (blokk 1605). Blokk 1605 er vist mer detaljert på figur 12. Systemet kan justere posisjon (blokk 1705) og orientering (blokk 1710) av MWD/LWD-verktøyet 200. Systemet kan også justere posisjon og orientering av komponenter inne i MWD/LWD-verktøyet 200, inkludert prøvetakingsarmen 210 og en eller flere stabilisatorer slik som 230 og 305. Systemet kan så stabilisere MWD/LWD-verktøyet 200 ved å strekke ut en eller flere stabilisatorer slik som stabilisatorene 230 og 305, som vist på figurene 3 og 4 (blokk 1715).
Tilbake til figur 16: systemet vil så isolere et prøvetakingssted mot borehullveggen 160 (blokk 1610). Blokk 1610 er vist mer detaljert på figur 13. Systemet kan isolere prøvetakingsstedet på borehullveggen 160 ved å inflatere en eller flere oppblåsbare pakningsplugger, slik som oppblåsbare pakningsplugger 505 og 510, vist på figur 5 (blokk 1805). Systemet kan så strekke ut prøvetakingsarmen 210 fra MWD/LWD-verktøyet 200, slik at prøvetakingsarmen 210 går i tett inngrep med borehullveggen 160 (blokk1810).
Tilbake til figur 16: systemet tar så en eller flere sensormålinger (blokk 1615). Blokk 1615 er vist mer detaljert på figur 14. Systemet kan ta en eller flere trykkmålinger (blokk 1905). Systemet kan måle hastigheten av fluiduttrekk (blokk 1910). Under pumping eller tapping av fluid kan systemet sammenligne egenskaper ved det prøvetatte fluidet med petrofysiske egenskaper bestemt ved temperaturmålinger, måling av spesifikk motstand, neutronsensor, formasjonstetthet, sonisk eller infrarød bildedannelse, egenvektmålinger, viskositetsmåling eller målt endring i motstand i fluid tappet gjennom en formasjons-prøvetaker 220. Systemet kan sammenligne målingene med overflatemålinger eller andre nedhullsmålinger. Systemet kan måle spesifikk motstand i formasjonen (blokk 1915). Systemet kan også måle eller analysere egenskaper i innsamlet fluid (blokk 1915). Systemet kan også utføre tappetesting, som beskrevet ovenfor (blokk 1920). Systemet kan videre teste for kontaminasjoner, slik som tungmetaller, H2S eller CO2.
Systemet kan også tappe fluid gjennom formasjonsprøven inntil systemet bestemmer at fluid av reservoarkvalitet har passert gjennom formasjonsprøven og så måle en eller flere egenskaper ved formasjonsfluid og formasjon. Forut for uthenting av formasjonsprøven for formasjonsprøvetakeren kan fluid som enten er ført nedhulls fra overflaten eller fluid tatt ut nedhulls eller fluid som er blitt tappet gjennom formasjonsprøven bli injisert inn i formasjonsprøven for å måle mobilitet eller trykk som kreves for å injisere det inn i formasjonen. Generelt kan systemet styre en eller flere av hastighet, volum og volum av fluid som blir injisert i formasjonen. Fluid som blir injisert inn i formasjonen kan ha temperatur på eller omkring formasjonstemperaturen, høyere enn formasjonstemperaturen eller lavere enn formasjonstemperaturen.
Tilbake til figur 16: systemet reduserer så trykket i prøvetakingsarmen 210 (blokk 1620). Blokk 1620 er vist mer detaljert på figur 15. Systemet kan senke trykket i prøvetakingsarmen under formasjonstrykket ved å åpne ventilen 235 og kjøre pumpen 240 for å redusere trykket i prøvetakingsarmen 210 (blokk 1505). Systemet kan også ta en eller flere fluidprøver og lagre dem i fluidprøvebeholderen 245 (blokk 1510). I visse utførelser kan fluidprøven bli lagret på eller over formasjonstrykket i fluidprøvebeholderen 245. Systemet kan også måle det prøvetatte fluidets egenskaper (blokk 1515). Systemet kan også bestemme sammensetningen av det prøvetatte fluidet (blokk 1520). I noen eksempelsystemer kan systemet måle fluidegenskapene inntil det bestemmer at fluidprøven er av reservoarkvalitet og derpå lagrer fluidprøven i fluidprøvebeholderen 245.
Tilbake til figur 16: systemet tar så en eller flere formasjonsprøver (blokk 1625). Blokk 1625 er vist mer detaljert på figur 16. Systemet kan kjøre frem prøvetakerkarusellen 225 for å få adgang til en ubrukt formasjonsprøvetaker 220 (blokk 1605). Dersom formasjonsprøvetaker 220 er kapslet, kan systemet fjerne prøvetakerkapselen 705 og lagre den under prøvetaking (blokk 1610). Systemet presser så prøvetakeren inn i formasjonen (blokk 1615) og henter deretter tilbake prøvetakeren fra formasjonen (blokk 1620).
Tilbake til figur 16: systemet kan så utføre postprosesseringsfunksjoner (blokk 1630). Blokk 1630 er vist mer detaljert på figur 17. Systemet kan kapsle formasjonsprøvetaker 220 med prøvetakerkapselen 705 (blokk 2205). Systemet kan så teste formasjonsprøven lokalt (blokk 2210). I noen utførelser kan systemet merke en eller flere av formasjonsprøvene (2215) eller prøvetakingsstedet (blokk 2220). Formasjons-prøvetaker 220 eller andre deler av MWD/LWD-verktøyet 200 kan feste en datamerkelapp til en eller flere av formasjonsprøvene eller prøvetakingsstedene. I en eksempelsystem kan en radiofrekvensidentifikasjonsmerkelapp (Radio Frequency Identification -RFID) bli festet til formasjonsprøven eller prøvetakingsstedet. Datamerkelappen kan inkludere en eller flere opplysninger om formasjonsprøven eller prøvetakingsstedet. Et serienummer for eksempel, kan bli tilordnet til paret som består av formasjonsprøven og prøvetakingsstedet, slik at formasjonsprøven senere kan knyttes til prøvetakingsstedet. I andre eksempelsystemer kan datamerkelappen festet til formasjonsprøven inkludere informasjon slik som dybden der formasjonsprøven ble innhentet. Denne merkingen med datamerkelapp kan brukes til å kalibrere andre formasjonsprøvetakinger eller andre nedhulls sensormålinger. I andre eksempelsystemer kan datamerkelappen festet til prøvetakingsstedet være lesbar etter at borehullet 160 er blitt foret. Formasjonsprøvetaker 220 kan også inkludere funksjonalitet til å merke orienteringen av formasjonsprøven i formasjons prøvetaker 220. Dette merket kan gjøres under prøvetaking eller etter prøvetaking.
Ytterligere postprosesseringsfunksjoner (blokk 1630) er vist på figurene 23-25. I noen eksempelutførelser, som vist på figur 23, kan systemet sende den lukkede formasjonsprøvetakeren 220 til overflaten (blokk 2305) for testing (blokk 2310). I andre eksempelsystemer, som vist på figur 23, kan systemet fjerne formasjonsprøven fra formasjonsprøvetakeren 220 (blokk 2405) og lagre formasjonen i en separat utsparing (blokk 2410). I andre eksempelsystemer som vist på figur 25, kan systemet lagre formasjonen i formasjonsprøvetakeren 220 (blokk 2505).
Nærværende oppfinnelse er derfor vel tilpasset til å utføre objektene og oppnå målene som er nevnt, også slike som er iboende i den.
Claims (32)
1. Nedhulls formasjonsprøvetakingssystem,
k a r a k t e r i s e r t v e d at det omfatter:
en styreenhet (201);
minst én formasjons-prøvetaker (220,1100) til å innsamle en formasjonsprøve;
en prøvetakerkarusell (225) til å lagre formasjonsprøvetakere (220,1100);
et prøvetaker-fremdriftssystem (215) for å presse en prøvetaker (220,1100) inn i formasjonen, der fremdriftsystemet (215) er i kommunikasjon med styreenheten (201); og
en prøvetakingssystem-kapsling til å gå i inngrep med en kanal (140), idet prøvetakingssystem-kapslingen i det minste delvis omslutter styreenheten (201), den minst ene formasjonsprøvetakeren (220,1100), prøvetakerkarusellen (225) samt prøvetaker-fremdriftssystemet (215).
2. Prøvetakingssystem i henhold til krav 1, som i tillegg omfatter:
en eller flere stabilisatorer som rekker fra prøvetakingssystem-kapslingen og går i inngrep med formasjonen, idet stabilisatorene er koblet til styreenheten; og
en prøvetakingsarm for selektivt inngrep i formasjonen, idet prøvetakingsarmen er koblet til styreenheten.
3. Prøvetakingssystem i henhold til krav 2, idet prøvetakingsarmen omfatter:
en pute for tett isolering av en del av en formasjonsvegg.
4. Prøvetakingssystem i henhold til et av de foregående krav, idet den minst ene formasjonsprøvetakeren omfatter en beskyttende kapsel for å overføre en eller flere av slamog filterkake fra et prøvetakingssted.
5. Prøvetakingssystem i henhold til et av de foregående krav, idet den minst ene formasjonsprøvetakeren omfatter: en flottør for å gjøre formasjonsprøvetakeren flytende i et borefluid.
6. Prøvetakingssystem i henhold til et av de foregående krav, idet den minst ene formasjonsprøvetakeren omfatter: en lukket ende;
en åpen ende; og
en overstørrelses gjenge utenpå den åpne enden for tilpasning til en prøvetakerkapsel.
7. Prøvetakingssystem i henhold til et av de foregående krav, idet en eller flere prøvetakere omfatter:
en eller flere sensorer tilpasset til å levere et signal som angir en egenskap.
8. Prøvetakingssystem i henhold til et av de foregående krav, idet en eller flere prøvetakere omfatter:
en datamerkelapp til å identifisere en eller flere egenskaper av en formasjonsprøve i formasjonsprøvetakeren.
9. Prøvetakingssystem i henhold til et av de foregående krav, når avhengig av krav 2, idet minst én av stabilisatorene omfatter en annulus, og der prøvetakingssystemet i tillegg omfatter:
minst én pumpe til å redusere formasjonstrykket omkring et prøvetakingssted, idet pumpen er i det minste delvis plassert inne i prøvetakingssystem-kapslingen, og idet pumpen i tillegg er koblet til stabilisatorannulusen.
10. Prøvetakingssystem i henhold til et av de foregående krav, idet formasjonsprøvetakeren omfatter:
et stempel og en o-ring for å fjerne fluid fra formasjonsprøvetakeren.
11. Prøvetakingssystem i henhold til et av de foregående krav, idet kanalen inkluderer en eller flere kanaler valgt fra gruppen som består av borerør, sammensatt rør og spiralrør.
12. Prøvetakingssystem i henhold til et av de foregående krav, som i tillegg omfatter:
minst ett fluidprøvereservoar til å lagre en fluidprøve.
13. Prøvetakingssystem i henhold til et av de foregående krav, idet formasjonsprøvetakeren er til å trenge inn i en formasjon og hente en formasjonsprøve, idet formasjonsprøvetakeren omfatter:
en eller flere sensorer til å sende signaler som angir en målt egenskap.
14. Prøvetakingssystem i henhold til krav 13, idet formasjonsprøvetakeren i tillegg omfatter:
en datamerkelapp til å merke formasjonsprøven.
15. Prøvetakingssystem i henhold til krav 13 eller krav 14, idet minst én sensor måler fyllingsgraden i formasjonsprøvetakeren.
16. Prøvetakingssystem i henhold til et av kravene 13-15, idet formasjonsprøvetakeren i tillegg omfatter:
et stempel og en o-ring for å fjerne fluid fra prøvetakeren.
17. Prøvetakingssystem i henhold til et av kravene 13-16, idet formasjonsprøvetakeren i tillegg omfatter:
et prøvetakingsrør til å gå i inngrep med en formasjon og hente en formasjonsprøve; og
en beskyttende tetning for å fjerne en eller flere av borefluid og filterkake fra et prøvetakingssted.
18. Prøvetakingssystem i henhold til krav 17, idet den beskyttende tetningen blir presset inn i prøvetakingsrøret når formasjonsprøvetakeren blir presset inn i en formasjon.
19. Prøvetakingssystem i henhold til et av kravene 13-18, idet formasjonsprøvetakeren i tillegg omfatter:
en flottør plassert omkring prøvetakingsrøret for å holde formasjonsprøvetakeren flytende i et borefluid.
20. Prøvetakingssystem i henhold til krav 19, idet flottøren i tillegg skal tette formasjonsprøvetakeren.
21. Prøvetakingssystem i henhold til et av kravene 13-20, idet formasjonsprøvetakeren inkluderer:
en lukket ende;
en åpen ende; og
en overstørrelses gjenging omkring den åpne enden for å gå i inngrep med en prøvetakerkapsel.
22. Fremgangsmåte for nedhulls prøvetaking av en formasjon, k a r a k t e r i s e r t v e d at fremgangsmåten omfatter:
plassering av et nedhulls formasjonsprøvetakingssystem i henhold til krav 1 i et borehull, der prøvetakingssystemet skal gå i inngrep med en kanal (140);
utlegging av minst én stabilisator (230,305) fra prøvetakingssystemet for å gå i inngrep med formasjonen; fortrenging av borefluid eller filterkake fra et prøvetakingssted;
innsamling av en formasjonsprøve ved å presse en formasjonsprøvetaker (220,1100) inn i formasjonen på et prøvetakingssted;
fjerning av prøvetakeren (220,1100) fra formasjonen; måling av en eller flere egenskaper ved formasjonsprøven innenfor formasjonsprøven; og
tetting av formasjonsprøvetakeren (220,1100).
23. Fremgangsmåte i henhold til krav 22, idet tetting av formasjonsprøvetakeren omfatter:
forsyning av formasjonsprøvetakeren med en prøvetakerkapsel.
24. Fremgangsmåte i henhold til krav 22 eller krav 23, som i tillegg omfatter:
utlegging av en prøvetakingsarm fra prøvetakingssystemet slik at prøvetakingsarmen går i inngrep med formasjonen, idet prøvetakingsarmen inkluderer første og andre ende og en passasje fra den første enden til den andre enden; uttapping av et trykk i prøvetakingsarmen; og
pressing av en prøvetaker gjennom passasjen i prøvetakingsarmen og inn i formasjonen.
25. Fremgangsmåte i henhold til et av kravene 22-24, som i tillegg omfatter:
sending av formasjonsprøven til overflaten uten å fjerne prøvetakingssystemet fra et borehull.
26. Fremgangsmåte i henhold til et av kravene 22-25, som i tillegg omfatter:
reversering av slamstrømmen omkring prøvetakingssystemet; og
skyving av formasjonsprøven ut og inn i en indre annulus av kanalen.
27. Fremgangsmåte i henhold til et av kravene 22-26, som i tillegg omfatter:
merking av formasjonsprøven for å tillate senere identifisering av formasjonsprøven.
28. Fremgangsmåte i henhold til et av kravene 22-27, som i tillegg omfatter:
merking av prøvetakingsstedet for å tillate senere identifisering av prøvetakingsstedet.
29. Fremgangsmåte i henhold til et av kravene 22-28, som i tillegg omfatter:
mottaking av et signal fra en sensor i formasjonsprøvetakeren som en indikasjon på fyllingsgraden i formasjonsprøvetakeren.
30. Fremgangsmåte i henhold til et av kravene 22-29, som i tillegg omfatter:
innsamling av minst én fluidprøve fra formasjonen; og måling av en eller flere fluidegenskaper for fluidprøven.
31. Fremgangsmåte i henhold til et av kravene 22-30, som i tillegg omfatter:
bestemmelse av hvorvidt fluidprøven er av reservoarkvalitet, og i så fall lagring av reservoarprøven i et fluidprøvekammer med samme trykk som eller høyere trykk enn reservoartrykket.
32. Fremgangsmåte i henhold til et av kravene 22-31, som i tillegg omfatter:
sending av formasjonsprøven til overflaten, uten å fjerne prøvetakingssystemet fra borehullet.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US55024504P | 2004-03-04 | 2004-03-04 | |
| PCT/US2005/007104 WO2005086699A2 (en) | 2004-03-04 | 2005-03-04 | Downhole formation sampling |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20064518L NO20064518L (no) | 2006-10-04 |
| NO342488B1 true NO342488B1 (no) | 2018-06-04 |
Family
ID=34976094
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20064518A NO342488B1 (no) | 2004-03-04 | 2006-10-04 | Nedhulls formasjonsprøvetakingssystem og fremgangsmåte for nedhulls prøvetaking av en formasjon |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7958936B2 (no) |
| AU (1) | AU2005220766B2 (no) |
| BR (1) | BRPI0508407B1 (no) |
| CA (1) | CA2558238C (no) |
| GB (1) | GB2428064B (no) |
| NO (1) | NO342488B1 (no) |
| WO (1) | WO2005086699A2 (no) |
Families Citing this family (52)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7191831B2 (en) * | 2004-06-29 | 2007-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole formation testing tool |
| US7258167B2 (en) * | 2004-10-13 | 2007-08-21 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for storing energy and multiplying force to pressurize a downhole fluid sample |
| US7565835B2 (en) | 2004-11-17 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for balanced pressure sampling |
| US7293715B2 (en) * | 2004-12-16 | 2007-11-13 | Schlumberger Technology Corporation | Marking system and method |
| US7404455B2 (en) * | 2005-12-13 | 2008-07-29 | The University Of Hong Kong | Automatic SPT monitor |
| US7500388B2 (en) | 2005-12-15 | 2009-03-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for in-situ side-wall core sample analysis |
| US7775276B2 (en) * | 2006-03-03 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for downhole sampling |
| US7497256B2 (en) * | 2006-06-09 | 2009-03-03 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for collecting fluid samples downhole |
| US9024776B2 (en) * | 2006-09-15 | 2015-05-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for wellhole logging utilizing radio frequency communication |
| US8061446B2 (en) | 2007-11-02 | 2011-11-22 | Schlumberger Technology Corporation | Coring tool and method |
| US8550184B2 (en) | 2007-11-02 | 2013-10-08 | Schlumberger Technology Corporation | Formation coring apparatus and methods |
| US8141419B2 (en) * | 2007-11-27 | 2012-03-27 | Baker Hughes Incorporated | In-situ formation strength testing |
| US8171990B2 (en) | 2007-11-27 | 2012-05-08 | Baker Hughes Incorporated | In-situ formation strength testing with coring |
| CA2705909A1 (en) | 2007-11-27 | 2009-06-04 | Borislav J. Tchakarov | In-situ formation strength testing with formation sampling |
| US8061443B2 (en) * | 2008-04-24 | 2011-11-22 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole sample rate system |
| US20100139386A1 (en) * | 2008-12-04 | 2010-06-10 | Baker Hughes Incorporated | System and method for monitoring volume and fluid flow of a wellbore |
| US8733665B2 (en) | 2009-08-02 | 2014-05-27 | Cameron International Corporation | Riser segment RFID tag mounting system and method |
| US8757254B2 (en) * | 2009-08-18 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Adjustment of mud circulation when evaluating a formation |
| US20110144969A1 (en) * | 2009-12-11 | 2011-06-16 | International Business Machines Corporation | High-Frequency Entropy Extraction From Timing Jitter |
| CA2756285C (en) | 2009-12-23 | 2014-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Interferometry-based downhole analysis tool |
| US20110191028A1 (en) * | 2010-02-04 | 2011-08-04 | Schlumberger Technology Corporation | Measurement devices with memory tags and methods thereof |
| US8292004B2 (en) * | 2010-05-20 | 2012-10-23 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole marking apparatus and methods |
| WO2011153190A1 (en) | 2010-06-01 | 2011-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Spectroscopic nanosensor logging systems and methods |
| US8733163B2 (en) * | 2010-06-09 | 2014-05-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation evaluation probe set quality and data acquisition method |
| US8499856B2 (en) * | 2010-07-19 | 2013-08-06 | Baker Hughes Incorporated | Small core generation and analysis at-bit as LWD tool |
| CA2837171A1 (en) | 2011-05-24 | 2012-11-29 | Wei Zhang | Methods to increase the number of filters per optical path in a downhole spectrometer |
| US20120318501A1 (en) * | 2011-06-14 | 2012-12-20 | Baker Hughes Incorporated | Systems and Methods for Placing Markers in a Formation |
| US8613330B2 (en) * | 2011-07-05 | 2013-12-24 | Schlumberger Technology Corporation | Coring tools and related methods |
| US20130025943A1 (en) * | 2011-07-28 | 2013-01-31 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for retrieval of downhole sample |
| CN102410445B (zh) * | 2011-08-09 | 2013-06-12 | 北京永兴精佳仪器有限公司 | 原油管线取样头 |
| US8919460B2 (en) | 2011-09-16 | 2014-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Large core sidewall coring |
| US9212550B2 (en) | 2013-03-05 | 2015-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Sampler chamber assembly and methods |
| US9353620B2 (en) * | 2013-03-11 | 2016-05-31 | Schlumberger Technology Corporation | Detection of permeability anisotropy in the horizontal plane |
| EP2976504B1 (en) * | 2013-03-21 | 2018-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-situ geo-mechanical testing |
| US20140372041A1 (en) * | 2013-06-14 | 2014-12-18 | Baker Hughes Incorporated | Validation of physical and mechanical rock properties for geomechanical analysis |
| US10422221B2 (en) * | 2013-09-16 | 2019-09-24 | Schlumberger Technology Corporation | Formation evaluation using stochastic analysis of log data |
| EP3058396B1 (en) | 2013-10-18 | 2020-06-17 | Baker Hughes Holdings Llc | Predicting drillability based on electromagnetic emissions during drilling |
| US10047580B2 (en) | 2015-03-20 | 2018-08-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Transverse sidewall coring |
| AU2016296855A1 (en) | 2015-07-20 | 2018-01-25 | Pietro Fiorentini Spa | Systems and methods for monitoring changes in a formation while dynamically flowing fluids |
| US10378347B2 (en) * | 2015-12-07 | 2019-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | Sidewall core detection |
| BR112018011565A2 (pt) * | 2015-12-09 | 2018-11-27 | Tyrfing Innovation As | dispositivo e método para centralização de um elemento tubular em um furo, e, método para centralização de pelo menos uma porção de um elemento tubular em um furo. |
| US10066482B2 (en) * | 2016-05-04 | 2018-09-04 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method and systems for integrating downhole fluid data with surface mud-gas data |
| GB201609285D0 (en) * | 2016-05-26 | 2016-07-13 | Metrol Tech Ltd | Method to manipulate a well |
| GB2550862B (en) * | 2016-05-26 | 2020-02-05 | Metrol Tech Ltd | Method to manipulate a well |
| BR112019011944B1 (pt) | 2016-12-14 | 2023-04-25 | Michael Smith | Método para analisar a resistência mecânica de um material de um sítio geológico e método para analisar substâncias em um material não gasoso |
| US11927571B2 (en) | 2016-12-14 | 2024-03-12 | Michael P. Smith | Methods and devices for evaluating the contents of materials |
| WO2019167030A1 (en) * | 2018-03-02 | 2019-09-06 | Kore Geosystems Inc. | Identifying and logging properties of core samples |
| US11352881B2 (en) | 2018-11-28 | 2022-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole sample extractors and downhole sample extraction systems |
| CN109736797B (zh) * | 2019-01-17 | 2022-01-28 | 西南石油大学 | 一种智能扇叶齿轮齿条支腿抽吸式取样器 |
| CN109630107B (zh) * | 2019-01-17 | 2022-01-28 | 西南石油大学 | 一种智能扇叶摇杆滑块支腿差动式取样器 |
| US11905830B2 (en) | 2021-04-01 | 2024-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Identifying asphaltene precipitation and aggregation with a formation testing and sampling tool |
| US11655710B1 (en) | 2022-01-10 | 2023-05-23 | Saudi Arabian Oil Company | Sidewall experimentation of subterranean formations |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3085636A (en) * | 1959-12-01 | 1963-04-16 | Sun Oil Co | Side wall core taking apparatus |
| US4745802A (en) * | 1986-09-18 | 1988-05-24 | Halliburton Company | Formation testing tool and method of obtaining post-test drawdown and pressure readings |
| US20020060094A1 (en) * | 2000-07-20 | 2002-05-23 | Matthias Meister | Method for fast and extensive formation evaluation using minimum system volume |
| US20020129936A1 (en) * | 2001-03-15 | 2002-09-19 | Cernosek James T. | Method and apparatus to provide miniature formation fluid sample |
Family Cites Families (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2391869A (en) * | 1940-06-13 | 1946-01-01 | Alvin M Bandy | Side-wall production tester |
| US2392683A (en) * | 1943-06-28 | 1946-01-08 | Lane Wells Co | Side wall sampling tool |
| US2511508A (en) * | 1946-02-14 | 1950-06-13 | Mcclinton John | Seat for side wall sampling tools |
| US2595018A (en) * | 1950-07-31 | 1952-04-29 | Shell Dev | Drilling sub for sidewall samplers |
| US2852230A (en) * | 1954-03-11 | 1958-09-16 | Empire Oil Tool Co | Side wall coring and bottom hole drilling tool |
| US3150727A (en) * | 1958-09-02 | 1964-09-29 | Marion A Garrison | Drill-stem core bit and wall sampler |
| US2959397A (en) * | 1959-03-23 | 1960-11-08 | Eris K Gardner | Sampling apparatus |
| NL122796C (no) * | 1960-02-15 | |||
| US3085637A (en) * | 1960-03-09 | 1963-04-16 | Sun Oil Co | Side wall core taking apparatus |
| US3227228A (en) * | 1963-05-24 | 1966-01-04 | Clyde E Bannister | Rotary drilling and borehole coring apparatus and method |
| US3294170A (en) * | 1963-08-19 | 1966-12-27 | Halliburton Co | Formation sampler |
| US3353612A (en) * | 1964-06-01 | 1967-11-21 | Clyde E Bannister | Method and apparatus for exploration of the water bottom regions |
| US3430716A (en) * | 1967-06-29 | 1969-03-04 | Schlumberger Technology Corp | Formation-sampling apparatus |
| US4354558A (en) * | 1979-06-25 | 1982-10-19 | Standard Oil Company (Indiana) | Apparatus and method for drilling into the sidewall of a drill hole |
| US4280569A (en) * | 1979-06-25 | 1981-07-28 | Standard Oil Company (Indiana) | Fluid flow restrictor valve for a drill hole coring tool |
| US4280568A (en) * | 1980-02-01 | 1981-07-28 | Dresser Industries, Inc. | Sidewall sampling apparatus |
| US4461360A (en) * | 1982-03-09 | 1984-07-24 | Standard Oil Company | Bit extension guide for sidewall corer |
| US4449593A (en) * | 1982-09-29 | 1984-05-22 | Standard Oil Company | Guide for sidewall coring bit assembly |
| US4609056A (en) * | 1983-12-01 | 1986-09-02 | Halliburton Company | Sidewall core gun |
| US4466495A (en) * | 1983-03-31 | 1984-08-21 | The Standard Oil Company | Pressure core barrel for the sidewall coring tool |
| US4629011A (en) * | 1985-08-12 | 1986-12-16 | Baker Oil Tools, Inc. | Method and apparatus for taking core samples from a subterranean well side wall |
| US4714119A (en) * | 1985-10-25 | 1987-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for hard rock sidewall coring a borehole |
| US4950844A (en) * | 1989-04-06 | 1990-08-21 | Halliburton Logging Services Inc. | Method and apparatus for obtaining a core sample at ambient pressure |
| US4979576A (en) * | 1990-02-08 | 1990-12-25 | Halliburton Logging Services, Inc. | Percussion core gun construction and cable arrangement |
| US5310013A (en) * | 1992-08-24 | 1994-05-10 | Schlumberger Technology Corporation | Core marking system for a sidewall coring tool |
| US5445228A (en) * | 1993-07-07 | 1995-08-29 | Atlantic Richfield Company | Method and apparatus for formation sampling during the drilling of a hydrocarbon well |
| US5411106A (en) * | 1993-10-29 | 1995-05-02 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for acquiring and identifying multiple sidewall core samples |
| US5439065A (en) * | 1994-09-28 | 1995-08-08 | Western Atlas International, Inc. | Rotary sidewall sponge coring apparatus |
| US5487433A (en) * | 1995-01-17 | 1996-01-30 | Westers Atlas International Inc. | Core separator assembly |
| US6581455B1 (en) * | 1995-03-31 | 2003-06-24 | Baker Hughes Incorporated | Modified formation testing apparatus with borehole grippers and method of formation testing |
| US6670605B1 (en) * | 1998-05-11 | 2003-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for the down-hole characterization of formation fluids |
| US6388251B1 (en) * | 1999-01-12 | 2002-05-14 | Baker Hughes, Inc. | Optical probe for analysis of formation fluids |
| US6412575B1 (en) * | 2000-03-09 | 2002-07-02 | Schlumberger Technology Corporation | Coring bit and method for obtaining a material core sample |
| US6871713B2 (en) * | 2000-07-21 | 2005-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for sampling and testing a formation fluid |
| US6729416B2 (en) * | 2001-04-11 | 2004-05-04 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for retaining a core sample within a coring tool |
| US7128144B2 (en) * | 2003-03-07 | 2006-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation testing and sampling apparatus and methods |
| US7293715B2 (en) * | 2004-12-16 | 2007-11-13 | Schlumberger Technology Corporation | Marking system and method |
-
2005
- 2005-03-04 GB GB0619420A patent/GB2428064B/en active Active
- 2005-03-04 US US11/073,089 patent/US7958936B2/en active Active
- 2005-03-04 WO PCT/US2005/007104 patent/WO2005086699A2/en active Application Filing
- 2005-03-04 CA CA2558238A patent/CA2558238C/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-03-04 AU AU2005220766A patent/AU2005220766B2/en not_active Ceased
- 2005-03-04 BR BRPI0508407A patent/BRPI0508407B1/pt not_active IP Right Cessation
-
2006
- 2006-10-04 NO NO20064518A patent/NO342488B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3085636A (en) * | 1959-12-01 | 1963-04-16 | Sun Oil Co | Side wall core taking apparatus |
| US4745802A (en) * | 1986-09-18 | 1988-05-24 | Halliburton Company | Formation testing tool and method of obtaining post-test drawdown and pressure readings |
| US20020060094A1 (en) * | 2000-07-20 | 2002-05-23 | Matthias Meister | Method for fast and extensive formation evaluation using minimum system volume |
| US20020129936A1 (en) * | 2001-03-15 | 2002-09-19 | Cernosek James T. | Method and apparatus to provide miniature formation fluid sample |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2005220766B2 (en) | 2010-06-24 |
| AU2005220766A1 (en) | 2005-09-22 |
| US20050194134A1 (en) | 2005-09-08 |
| US7958936B2 (en) | 2011-06-14 |
| NO20064518L (no) | 2006-10-04 |
| BRPI0508407A (pt) | 2007-07-17 |
| GB2428064A (en) | 2007-01-17 |
| WO2005086699A2 (en) | 2005-09-22 |
| CA2558238C (en) | 2013-07-09 |
| GB2428064B (en) | 2009-06-03 |
| CA2558238A1 (en) | 2005-09-22 |
| WO2005086699A3 (en) | 2005-12-01 |
| GB0619420D0 (en) | 2006-11-15 |
| BRPI0508407B1 (pt) | 2016-12-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO342488B1 (no) | Nedhulls formasjonsprøvetakingssystem og fremgangsmåte for nedhulls prøvetaking av en formasjon | |
| US10301937B2 (en) | Coring Apparatus and methods to use the same | |
| US8162052B2 (en) | Formation tester with low flowline volume and method of use thereof | |
| CN201433731Y (zh) | 取心工具、岩心搬运组件 | |
| AU2005202359B2 (en) | Downhole formation testing tool | |
| CA2554261C (en) | Probe isolation seal pad | |
| NO336221B1 (no) | Anordning og fremgangsmåte for innhenting av data fra et borehull under boreoperasjoner. | |
| NO20150305L (no) | Fremgangsmåte for prøvetaking av et formasjonsfluid | |
| US9429014B2 (en) | Formation fluid sample container apparatus | |
| WO2008036395A1 (en) | Focused probe apparatus and method therefor | |
| NO20101450L (no) | Apparat og fremgangsmate for innsamling av fluid i borehull | |
| CA2741870C (en) | Cylindrical shaped snorkel interface on evaluation probe |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CREP | Change of representative |
Representative=s name: BRYN AARFLOT AS, POSTBOKS 449 SENTRUM, 0104 OSLO |
|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |