RU2010109905A - Устройство и способы управления потоком жидкости в скважинном инструменте - Google Patents

Устройство и способы управления потоком жидкости в скважинном инструменте Download PDF

Info

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
Application number
RU2010109905/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2470153C2 (ru
Inventor
Марк МИЛКОВИШ (US)
Марк МИЛКОВИШ
Александр Ф. ЗАЗОВСКИЙ (US)
Александр Ф. ЗАЗОВСКИЙ
Стефан БРИКЕ (US)
Стефан БРИКЕ
КАМПО Кристофер С. ДЕЛ (US)
КАМПО Кристофер С. ДЕЛ
Раймонд В. НОЛД III (US)
Раймонд В. НОЛД III
Джонатан В. БРАУН (US)
Джонатан В. БРАУН
Кеннет Л. ХАВЛИНЕК (US)
Кеннет Л. ХАВЛИНЕК
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. (Nl)
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. (Nl), Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. (Nl)
Publication of RU2010109905A publication Critical patent/RU2010109905A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2470153C2 publication Critical patent/RU2470153C2/ru

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00Testing 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
    • E21B49/08Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • E21B49/10Obtaining 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.
RU2010109905/03A 2007-08-17 2008-08-12 Устройство и способ управления потоком жидкости в скважинном инструменте RU2470153C2 (ru)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

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