RU2010109905A - Устройство и способы управления потоком жидкости в скважинном инструменте - Google Patents
Устройство и способы управления потоком жидкости в скважинном инструменте Download PDFInfo
- Publication number
- RU2010109905A RU2010109905A RU2010109905/03A RU2010109905A RU2010109905A RU 2010109905 A RU2010109905 A RU 2010109905A RU 2010109905/03 A RU2010109905/03 A RU 2010109905/03A RU 2010109905 A RU2010109905 A RU 2010109905A RU 2010109905 A RU2010109905 A RU 2010109905A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- hydraulic
- chamber
- fluid
- reservoir
- Prior art date
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/10—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells using side-wall fluid samplers or testers
Landscapes
- 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)
- Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)
- Fluid-Pressure Circuits (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
1. Устройство, содержащее: ! скважинный инструмент для спуска в скважину, проходящую в подземном пласте при этом скважинный инструмент содержит: ! резервуар, содержащий рабочую жидкость гидросистемы; ! устройство с гидравлическим приводом, содержащее, по меньшей мере, одну камеру, выполненную с возможностью приема рабочей жидкости гидросистемы под давлением; ! первый гидравлический насос, имеющий впускное отверстие, гидравлически соединенное с резервуаром, и выпускное отверстие, гидравлически соединенное, по меньшей мере, с одной камерой; ! второй гидравлический насос, имеющий впускное отверстие, гидравлически соединенное с резервуаром, и выпускное отверстие, гидравлически соединенное, по меньшей мере, с одной камерой; ! по меньшей мере, один двигатель, функционально соединенный, по меньшей мере, с одним из первого и второго насосов, и ! средство для селективной подачи рабочей жидкости гидросистемы от выпускного отверстия, по меньшей мере, одного из первого и второго насосов, по меньшей мере, в одну камеру; ! при этом максимальная производительность второго гидравлического насоса больше максимальной производительности первого гидравлического насоса. ! 2. Устройство по п.1, в котором второй насос гидравлически расположен между первым насосом и резервуаром. ! 3. Устройство по п.1, в котором максимальная производительность первого насоса больше минимальной производительности второго насоса. ! 4. Устройство по п.1, в котором средство для селективной подачи содержит муфту, расположенную, по меньшей мере, между одним двигателем и вторым насосом. ! 5. Устройство по п.1, в котором средство для селективной подачи рабоче�
Claims (17)
1. Устройство, содержащее:
скважинный инструмент для спуска в скважину, проходящую в подземном пласте при этом скважинный инструмент содержит:
резервуар, содержащий рабочую жидкость гидросистемы;
устройство с гидравлическим приводом, содержащее, по меньшей мере, одну камеру, выполненную с возможностью приема рабочей жидкости гидросистемы под давлением;
первый гидравлический насос, имеющий впускное отверстие, гидравлически соединенное с резервуаром, и выпускное отверстие, гидравлически соединенное, по меньшей мере, с одной камерой;
второй гидравлический насос, имеющий впускное отверстие, гидравлически соединенное с резервуаром, и выпускное отверстие, гидравлически соединенное, по меньшей мере, с одной камерой;
по меньшей мере, один двигатель, функционально соединенный, по меньшей мере, с одним из первого и второго насосов, и
средство для селективной подачи рабочей жидкости гидросистемы от выпускного отверстия, по меньшей мере, одного из первого и второго насосов, по меньшей мере, в одну камеру;
при этом максимальная производительность второго гидравлического насоса больше максимальной производительности первого гидравлического насоса.
2. Устройство по п.1, в котором второй насос гидравлически расположен между первым насосом и резервуаром.
3. Устройство по п.1, в котором максимальная производительность первого насоса больше минимальной производительности второго насоса.
4. Устройство по п.1, в котором средство для селективной подачи содержит муфту, расположенную, по меньшей мере, между одним двигателем и вторым насосом.
5. Устройство по п.1, в котором средство для селективной подачи рабочей жидкости гидросистемы включает в себя первый клапан, выполненный с возможностью направления подачи, по меньшей мере, части рабочей жидкости гидросистемы от выпускного отверстия второго насоса на впускное отверстие второго насоса или в резервуар.
6. Устройство по п.5, дополнительно содержащее второй клапан, гидравлически расположенный между вторым насосом и первым насосом, при этом второй клапан выполнен с возможностью предотвращения подачи в первый насос жидкости, перекачиваемой вторым насосом.
7. Устройство по п.6, дополнительно содержащее третий клапан, гидравлически расположенный между первым насосом и вторым насосом, при этом третий клапан выполнен с возможностью предотвращения подачи во второй насос жидкости, перекачиваемой первым насосом.
8. Устройство по п.1, в котором второй насос выполнен с возможностью подачи жидкости, когда приведен в действие в первом направлении, и, по существу, прекращения подачи жидкости, когда приведен в действие во втором направлении, и при этом средство для селективной подачи рабочей жидкости гидросистемы от выпускного отверстия второго насоса в камеру включает в себя, по меньшей мере, один вал, соединяющий, по меньшей мере, один двигатель с первым насосом и со вторым насосом, при этом, по меньшей мере, один двигатель, выполненный с возможностью вращения в первом направлении или во втором направлении.
9. Устройство по п.1, в котором средство для селективной подачи рабочей жидкости гидросистемы от выпускного отверстия второго насоса в камеру включает в себя второй двигатель, механически соединенный со вторым насосом, при этом, по меньшей мере, один двигатель и второй двигатель выполнены с возможностью независимого приведения в действие.
10. Устройство по п.1, в котором агрегат с приводом содержит блок вытеснения с рабочей камерой для перемещения пластовой текучей среды в скважинный инструмент и из него.
11. Устройство по п.1, в котором, по меньшей мере, один из первого и второго насосов является насосом переменной производительности.
12. Способ, содержащий:
спуск скважинного инструмента в ствол скважины, проходящей в подземном пласте, при этом скважинный инструмент содержит:
резервуар, содержащий рабочую жидкость гидросистемы;
устройство с гидравлическим приводом, содержащее, по меньшей мере, одну камеру, выполненную с возможностью приема рабочей жидкости гидросистемы под давлением;
первый гидравлический насос, имеющий впускное отверстие, гидравлически соединенное с резервуаром, и выпускное отверстие, гидравлически соединенное, по меньшей мере, с одной камерой;
второй гидравлический насос, имеющий впускное отверстие, гидравлически соединенное с резервуаром, и выпускное отверстие, гидравлически соединенное, по меньшей мере, с одной камерой, при этом максимальная производительность второго насоса больше максимальной производительности первого насоса; и
по меньшей мере, один двигатель, функционально соединенный, по меньшей мере, с одним из первого и второго гидравлических насосов;
подачу рабочей жидкости гидросистемы, по меньшей мере, в одну камеру с использованием первого насоса;
подачу рабочей жидкости гидросистемы из резервуара, с использованием второго насоса;
приведение в действие первого насоса и второго насоса, по меньшей мере, одним двигателем, и
селективную перекачку рабочей жидкости гидросистемы в камеру с использованием второго насоса.
13. Способ по п.12, дополнительно содержащий приведение в действие второго насоса в первом направлении с подачей при этом жидкости и приведение в действие второго насоса во втором направлении с прекращением при этом, по существу, подачи жидкости, и при этом селективная перекачка рабочей жидкости гидросистемы в камеру включает в себя приведение в действие, по меньшей мере, одного двигателя в первом или во втором направлении.
14. Способ по п.12, в котором, по меньшей мере, один первый насос или второй насос является насосом переменной производительности.
15. Устройство, содержащее:
скважинный инструмент для спуска в скважину, проходящую в подземном пласте, при этом скважинный инструмент содержит:
резервуар, содержащий рабочую жидкость гидросистемы;
устройство с гидравлическим приводом, содержащее, по меньшей мере, одну камеру, выполненную с возможностью приема рабочей жидкости гидросистемы под давлением;
первый гидравлический насос, имеющий впускное отверстие, гидравлически соединенное с резервуаром, и выпускное отверстие, гидравлически соединенное, по меньшей мере, с одной камерой;
второй гидравлический насос, имеющий впускное отверстие, гидравлически соединенное с резервуаром, и выпускное отверстие, гидравлически соединенное, по меньшей мере, с одной камерой, при этом максимальная производительность второго насоса больше максимальной производительности первого насоса, и при этом второй насос выполнен с возможностью подачи жидкости, когда приведен в действие в первом направлении, и, по существу, прекращения подачи жидкости, когда приведен в действие во втором направлении;
по меньшей мере, один двигатель для приведения в действие первого и второго гидравлических насосов, двигатель, выполненный с возможностью селективного вращения в одном из первого и второго направлений; и
вал, функционально соединяющий, по меньшей мере, один двигатель с первым и вторым насосами.
16. Устройство по п.20, в котором агрегат с приводом является блоком вытеснения с рабочей камерой для перемещения пластовой текучей среды в скважинный инструмент и из него.
17. Устройство по п.17, дополнительно содержащее клапан, гидравлически расположенный между первым насосом и вторым насосом, причем клапан выполнен с возможностью предотвращения подачи в первый насос жидкости, перекачиваемой вторым насосом.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/840,429 | 2007-08-17 | ||
US11/840,429 US7934547B2 (en) | 2007-08-17 | 2007-08-17 | Apparatus and methods to control fluid flow in a downhole tool |
PCT/US2008/072912 WO2009026051A1 (en) | 2007-08-17 | 2008-08-12 | Apparatus and methods to control fluid flow in a downhole tool |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2010109905A true RU2010109905A (ru) | 2011-09-27 |
RU2470153C2 RU2470153C2 (ru) | 2012-12-20 |
Family
ID=40119388
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010109905/03A RU2470153C2 (ru) | 2007-08-17 | 2008-08-12 | Устройство и способ управления потоком жидкости в скважинном инструменте |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7934547B2 (ru) |
CN (1) | CN101368559B (ru) |
CA (1) | CA2696581C (ru) |
RU (1) | RU2470153C2 (ru) |
WO (1) | WO2009026051A1 (ru) |
Families Citing this family (48)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8899323B2 (en) | 2002-06-28 | 2014-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Modular pumpouts and flowline architecture |
US8267196B2 (en) * | 2005-11-21 | 2012-09-18 | Schlumberger Technology Corporation | Flow guide actuation |
US8297375B2 (en) * | 2005-11-21 | 2012-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole turbine |
US8360174B2 (en) | 2006-03-23 | 2013-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Lead the bit rotary steerable tool |
US8522897B2 (en) | 2005-11-21 | 2013-09-03 | Schlumberger Technology Corporation | Lead the bit rotary steerable tool |
US7571780B2 (en) * | 2006-03-24 | 2009-08-11 | Hall David R | Jack element for a drill bit |
GB2441574A (en) * | 2006-09-08 | 2008-03-12 | Fujitsu Ltd | Network entry to a multi-hop wireless communication system |
US7775273B2 (en) * | 2008-07-25 | 2010-08-17 | Schlumberber Technology Corporation | Tool using outputs of sensors responsive to signaling |
US9915138B2 (en) | 2008-09-25 | 2018-03-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Drill bit with hydraulically adjustable axial pad for controlling torsional fluctuations |
US7971662B2 (en) * | 2008-09-25 | 2011-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with adjustable steering pads |
US8365843B2 (en) | 2009-02-24 | 2013-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool actuation |
US9133674B2 (en) * | 2009-02-24 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool actuation having a seat with a fluid by-pass |
US7650951B1 (en) * | 2009-04-16 | 2010-01-26 | Hall David R | Resettable actuator for downhole tool |
WO2010151661A2 (en) * | 2009-06-25 | 2010-12-29 | Cameron International Corporation | Sampling skid for subsea wells |
US8087479B2 (en) * | 2009-08-04 | 2012-01-03 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with an adjustable steering device |
WO2011044028A2 (en) | 2009-10-05 | 2011-04-14 | Schlumberger Canada Limited | Oilfield operation using a drill string |
EP2486237A4 (en) | 2009-10-05 | 2017-04-26 | Schlumberger Technology B.V. | Formation testing |
MX2012004168A (es) | 2009-10-06 | 2012-05-08 | Schlumberger Technology Bv | Planificacion y monitoreo de pruebas de formaciones. |
US8448703B2 (en) * | 2009-11-16 | 2013-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole formation tester apparatus and methods |
US8245781B2 (en) * | 2009-12-11 | 2012-08-21 | Schlumberger Technology Corporation | Formation fluid sampling |
US20110164999A1 (en) * | 2010-01-04 | 2011-07-07 | Dale Meek | Power pumping system and method for a downhole tool |
US8763696B2 (en) | 2010-04-27 | 2014-07-01 | Sylvain Bedouet | Formation testing |
CA2817844C (en) * | 2010-11-15 | 2015-11-24 | Sinisa Dobrijevic | Hybrid power system |
CN102278298B (zh) * | 2011-06-29 | 2014-09-10 | 中国海洋石油总公司 | 一种地层测试快速泵抽模块 |
CN102403944B (zh) * | 2011-07-28 | 2014-01-15 | 浙江大学 | 一种风力发电变速恒频方法及其装置 |
US8905130B2 (en) * | 2011-09-20 | 2014-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid sample cleanup |
US9062544B2 (en) | 2011-11-16 | 2015-06-23 | Schlumberger Technology Corporation | Formation fracturing |
US9777545B2 (en) * | 2012-06-14 | 2017-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tractor |
CN103015994B (zh) * | 2012-12-04 | 2015-06-10 | 中国海洋石油总公司 | 一种地层测试器的推靠解卡短节及装置 |
US9556721B2 (en) * | 2012-12-07 | 2017-01-31 | Schlumberger Technology Corporation | Dual-pump formation fracturing |
US9790789B2 (en) * | 2012-12-21 | 2017-10-17 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for obtaining formation fluid samples |
US9395049B2 (en) * | 2013-07-23 | 2016-07-19 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for delivering a high volume of fluid into an underground well bore from a mobile pumping unit |
US9174632B2 (en) * | 2013-11-12 | 2015-11-03 | American Axle & Manufacturing, Inc. | Hydraulically operated clutch |
US10227986B2 (en) * | 2013-12-12 | 2019-03-12 | General Electric Company | Pumping system for a wellbore and methods of assembling the same |
US20170319085A1 (en) * | 2014-11-14 | 2017-11-09 | Physio-Control, Inc. | Multifunctional healthcare monitoring apparatus |
NL2014795B1 (en) * | 2015-05-12 | 2017-01-27 | Fugro-Improv Pty Ltd | Subsea multipiston pump module and subsea multistage pump. |
NO339899B1 (en) * | 2015-05-14 | 2017-02-13 | Vetco Gray Scandinavia As | A control system for controlling a subsea gas compression system |
US10316658B2 (en) * | 2015-07-02 | 2019-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Heavy oil sampling methods and systems |
MX2018000899A (es) | 2015-07-20 | 2018-05-22 | Pietro Fiorentini Spa | Sistemas y metodos para monitorizar cambios en una formacion mientras fluidos fluyen dinamicamente. |
US10221856B2 (en) | 2015-08-18 | 2019-03-05 | Bj Services, Llc | Pump system and method of starting pump |
CA2993791A1 (en) * | 2015-09-02 | 2017-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Regulating pressure of a fluid in a wellbore |
WO2017058256A1 (en) * | 2015-10-02 | 2017-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remotely operated and multi-functional down-hole control tools |
CN108431363B (zh) * | 2016-01-06 | 2020-06-05 | 伊索德里尔股份有限公司 | 旋转导向钻井工具 |
CA3009147C (en) * | 2016-01-06 | 2023-04-18 | Isodrill, Inc. | Downhole power conversion and managment using a dynamically adjustable variable displacement pump |
US9464482B1 (en) | 2016-01-06 | 2016-10-11 | Isodrill, Llc | Rotary steerable drilling tool |
US9657561B1 (en) | 2016-01-06 | 2017-05-23 | Isodrill, Inc. | Downhole power conversion and management using a dynamically variable displacement pump |
AR104574A1 (es) * | 2016-05-09 | 2017-08-02 | Juan Morgan Enrique | Herramienta subterránea que provee información on-line necesaria para evaluar in situ calidad y caudal de acuíferos |
NL2019357B1 (en) * | 2017-07-27 | 2019-02-18 | Weir Minerals Netherlands Bv | Pump system for handling a slurry medium |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3985472A (en) * | 1975-04-23 | 1976-10-12 | International Harvester Company | Combined fixed and variable displacement pump system |
SU1143838A1 (ru) * | 1983-06-17 | 1985-03-07 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектно-Конструкторский Институт Геофизических Исследований Геолого-Разведочных Скважин | Устройство дл отбора проб жидкости и газа из пласта |
US4573532A (en) * | 1984-09-14 | 1986-03-04 | Amoco Corporation | Jacquard fluid controller for a fluid sampler and tester |
US5291796A (en) * | 1991-07-30 | 1994-03-08 | Halliburton Company | Apparatus and method for draining high pressure fluid samples without mercury |
US5635631A (en) | 1992-06-19 | 1997-06-03 | Western Atlas International, Inc. | Determining fluid properties from pressure, volume and temperature measurements made by electric wireline formation testing tools |
US6382595B1 (en) * | 2000-07-26 | 2002-05-07 | Schlumberger Technology Corporation | Differential hydrostatic transmission system |
RU2199009C2 (ru) * | 2001-04-09 | 2003-02-20 | Волго-уральский центр научно-технических услуг "НЕЙТРОН" | Устройство и способ гидродинамических исследований и испытаний скважин |
US7178591B2 (en) * | 2004-08-31 | 2007-02-20 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for formation evaluation |
US6964299B2 (en) * | 2003-08-13 | 2005-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Submersible pumping system |
US7191831B2 (en) | 2004-06-29 | 2007-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole formation testing tool |
US20060168955A1 (en) * | 2005-02-03 | 2006-08-03 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for hydraulically energizing down hole mechanical systems |
JP2008157161A (ja) * | 2006-12-26 | 2008-07-10 | Kanzaki Kokyukoki Mfg Co Ltd | マルチポンプユニットおよびマルチポンプユニット付車両 |
-
2007
- 2007-08-17 US US11/840,429 patent/US7934547B2/en active Active
-
2008
- 2008-08-12 RU RU2010109905/03A patent/RU2470153C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-08-12 WO PCT/US2008/072912 patent/WO2009026051A1/en active Application Filing
- 2008-08-12 CA CA2696581A patent/CA2696581C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-08-18 CN CN200810144981.1A patent/CN101368559B/zh not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN101368559B (zh) | 2015-04-08 |
CA2696581C (en) | 2012-12-18 |
US7934547B2 (en) | 2011-05-03 |
CN101368559A (zh) | 2009-02-18 |
WO2009026051A4 (en) | 2009-04-30 |
RU2470153C2 (ru) | 2012-12-20 |
WO2009026051A1 (en) | 2009-02-26 |
US20090044951A1 (en) | 2009-02-19 |
CA2696581A1 (en) | 2009-02-26 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2010109905A (ru) | Устройство и способы управления потоком жидкости в скважинном инструменте | |
US10550678B2 (en) | Downhole chemical injection method and system for use in ESP applications | |
US8366413B2 (en) | Low rate hydraulic artificial lift | |
US20050175476A1 (en) | Gas well liquid recovery | |
CN102619818A (zh) | 允许能量回收的液压传动装置 | |
RU2605106C2 (ru) | Гидравлический агрегат | |
US10190718B2 (en) | Accumulator assembly, pump system having accumulator assembly, and method | |
CA2602964C (en) | Fluid recovery system and method | |
US20110052417A1 (en) | Method of driving a well pump | |
MXPA04003374A (es) | Turbina de gas para elevacion de petroleo. | |
CN1237254C (zh) | 泥浆循环系统 | |
CN2555386Y (zh) | 泥浆循环装置 | |
RU2166668C1 (ru) | Скважинный электрогидроприводной насосный агрегат | |
RU61787U1 (ru) | Насосная передвижная установка | |
RU2357070C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
CA2576693C (en) | Hydraulic submersible pump with electric motor drive | |
CA2209869C (en) | Hydraulically driven oil well pump | |
RU160244U1 (ru) | Устьевая насосная установка для закачки воды в скважину | |
CN202250658U (zh) | 液压驱动油井专用试压泵 | |
WO2005108743A1 (en) | Method and apparatus to remove liquids from a well | |
RU51405U1 (ru) | Установка погружная электрогидроприводная | |
CN107780858A (zh) | 一种定向钻穿泥浆循环系统 | |
RU2159359C2 (ru) | Тормозной механизм для нагнетательной системы, нагнетательная система и способ работы нагнетательной системы | |
RU123855U1 (ru) | Гидроприводная винтовая насосная установка | |
RU125272U1 (ru) | Насосная система |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170813 |