RU2373393C2 - Система и способ для отбора проб пластовой текучей среды - Google Patents
Система и способ для отбора проб пластовой текучей среды Download PDFInfo
- Publication number
- RU2373393C2 RU2373393C2 RU2004129915/03A RU2004129915A RU2373393C2 RU 2373393 C2 RU2373393 C2 RU 2373393C2 RU 2004129915/03 A RU2004129915/03 A RU 2004129915/03A RU 2004129915 A RU2004129915 A RU 2004129915A RU 2373393 C2 RU2373393 C2 RU 2373393C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- chamber
- sampler
- flow line
- formation
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 185
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 238000005070 sampling Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000011109 contamination Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims description 70
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 60
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 13
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 4
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 claims description 4
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims description 3
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 11
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 235000019333 sodium laurylsulphate Nutrition 0.000 description 1
- 238000005211 surface analysis Methods 0.000 description 1
Images
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
- E21B49/081—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells with down-hole means for trapping a fluid sample
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/38—Arrangements for separating materials produced by the well in the well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/10—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells using side-wall fluid samplers or testers
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для оценки пласта, через который проходит ствол скважины. Техническим результатом изобретения является обеспечение возможности удаления загрязненной текучей среды из скважинного прибора и извлечения из подземного пласта более чистой текучей среды. Для этого разработаны способ, скважинный инструмент и система для отбора проб пластовой текучей среды. Пластовую текучую среду извлекают из подземного пласта в скважинный прибор и собирают в камере пробоотборника. Отводящая выкидная линия в рабочем состоянии соединена с камерой пробоотборника для избирательного удаления загрязненной или чистой части пластовой текучей среды из камеры пробоотборника. В результате загрязнение удаляется из камеры пробоотборника. При этом чистая часть пластовой текучей среды может быть пропущена в другую камеру пробоотборника для сбора или загрязненная часть пластовой текучей среды может быть сброшена в ствол скважины. 3 н. и 35 з.п. ф-лы, 9 ил.
Description
Настоящее изобретение в основном относится к оценке пласта, через который проходит ствол скважины, и более конкретно к системе и способу для отбора проб пластовой текучей среды.
Необходимость получения проб пластовой текучей среды из ствола скважины для химического и физического анализа осознается нефтяными компаниями в течение длительного времени, и такой отбор проб на протяжении многих лет осуществляет правопреемник настоящего изобретения, Schlumberger. Пробы пластовой текучей среды, также известной как коллекторная текучая среда, обычно собирают на как можно более ранней стадии эксплуатации продуктивного пласта для анализа на поверхности, а более конкретно, в специализированных лабораториях. Информация, которая обеспечивается таким анализом, имеет жизненно важное значение при планировании и разработке углеводородных коллекторов, а также при оценивании приемистости и отдачи продуктивного пласта.
Процесс отбора проб из ствола скважины включает спуск скважинного пробоотборника, такого как спускаемый на тросе модульный контрольно-измерительный прибор для оценки динамики пластов (MDT™), принадлежащий и поставляемый Schlumberger, в ствол скважины с целью отбора пробы (или многочисленных проб) пластовой текучей среды при контакте между элементом зонда пробоотборника и стенкой ствола скважины. На протяжении такого контакта посредством пробоотборника создается перепад давления для стимулирования втекания пластовой текучей среды в одну или несколько камер пробоотборника внутри пробоотборника. Этот и аналогичные процессы описаны в патентах США №№4860581, 4936139 (оба переуступлены Schlumberger), 5303775, 5377755 (оба переуступлены Western Atlas) и 5934374 (переуступлен Halliburton).
В процессе получения проб текучей среды из подземного пласта могут возникать различные проблемы. Например, еще раз касаясь нефтедобывающей промышленности, текучая среда вокруг ствола скважины, из которой получают пробы, обычно содержит загрязнители, такие как фильтрат бурового раствора, используемого при бурении скважины. Это материал часто загрязняет чистую или «первичную» текучую среду, содержащуюся в подземном пласте, когда его извлекают из среды, в результате чего текучая среда, как правило, непригодна для выборочного контроля и/или оценивания углеводородной текучей среды. Когда текучую среду извлекают в скважинный прибор, загрязнители, являющиеся результатом процесса бурения и/или окружающие ствол скважины, иногда входят в прибор вместе с текучей средой из окружающего пласта.
Для выполнения обоснованного анализа пласта предпочтительно иметь отобранную текучую среду достаточной чистоты, чтобы она адекватно представляла текучую среду, содержащуюся в пласте (то есть «первичную» текучую среду). Другими словами, предпочтительно, чтобы текучая среда имела минимальную степень загрязнения для достаточного или приемлемого представления посредством него данного пласта при выборочном контроле и/или оценивании. Поскольку текучую среду отбирают через ствол скважины, глинистую корку, цемент и/или другие слои, то во время отбора проб трудно исключить загрязнение пробы текучей среды при протекании из пласта в скважинный прибор. Поэтому задача заключается в получении проб чистой текучей среды при небольшом загрязнении или отсутствии его.
Для получения подземных текучих сред с целью выборочного контроля и оценивания были предложены различные способы и устройства. Например, в патентах США №№6230557 (Ciglenes et al.), 6223822 (Jones), 4416152 (Wilson), 3611799 (Davis) и в публикации WO 96/30628 Международной заявки показаны некоторые зонды и связанные с ними способы для улучшения отбора проб. Другие способы были разработаны для отделения первичных текучих сред во время отбора проб. Например, в патенте США №6301959 (Hrametz et al.) раскрыт зонд для отбора проб с двумя гидравлическими линиями для извлечения пластовых текучих сред из двух интервалов в стволе скважины. Скважинные текучие среды извлекаются в защитную зону отдельно от текучих сред, извлекаемых в зону зонда. В заявке на патент США регистрационный номер 10/184833, переуступленной правопреемнику настоящего изобретения, предложены дополнительные способы для получения чистой текучей среды при извлечении пластовой текучей среды в скважинный прибор. Несмотря на такие успехи в области отбора проб остается необходимость в разработке способов для отбора проб текучей среды, при осуществлении которых оптимизируется качество пробы.
С учетом существующей технологии сбора подземных текучих сред для выборочного контроля и оценивания остается необходимость в системах и способах, в которых обеспечивается возможность удаления загрязненной текучей среды и/или получения приемлемой пластовой текучей среды. Следовательно, желательно разработать способы для удаления загрязнения из скважинного прибора, с тем чтобы можно было собирать пробы более чистой текучей среды. Также желательно иметь систему, в которой оптимизированы загрузка насоса и уровень загрязнения пробы при снижении вероятности заклинивания прибора в скважине.
Техническим результатом настоящего изобретения является создание способа и системы, использованием которых можно решить или, по меньшей мере, ослабить значимость некоторых или всех проблем, описанных выше.
Этот технический результат достигается тем, что система для отбора проб пластовой текучей среды, предназначенная для удаления загрязнения из пластовой текучей среды, собранной посредством скважинного прибора из подземного пласта, содержит, по меньшей мере, одну камеру пробоотборника, расположенную в скважинном приборе, для приема пластовой текучей среды, и отводящую выкидную линию, в рабочем состоянии соединенную с камерой пробоотборника, для избирательного удаления из камеры пробоотборника одной загрязненной части пластовой текучей среды, чистой части пластовой текучей среды и их комбинаций, в результате чего загрязнение удаляется из пластовой текучей среды.
Скважинный прибор может быть выбран из группы, состоящей из прибора, спускаемого в скважину на тросе, бурового инструмента, прибора гибкой насосно-компрессорной колонны и их комбинаций.
По меньшей мере, одна камера пробоотборника может включать первую камеру пробоотборника и вторую камеру пробоотборника и дополнительно имеется передаточная выкидная линия для прохождения, по меньшей мере, части пластовой текучей среды из первой камеры пробоотборника во вторую камеру пробоотборника.
Отводящая выкидная линия в рабочем состоянии может быть соединена со второй камерой пробоотборника для прохождения, по меньшей мере, части пластовой текучей среды из первой камеры пробоотборника во вторую камеру пробоотборника.
Система может дополнительно содержать сбросную выкидную линию для прохождения текучей среды из основной выкидной линии в ствол скважины.
Система может дополнительно содержать датчики для определения параметров пласта. Датчики могут быть расположены в, по меньшей мере, одной из выкидных линий, в, по меньшей мере, одной из камер пробоотборника и в их комбинациях.
Система может дополнительно содержать анализатор текучей среды, способный контролировать загрязнение пластовой текучей среды.
Система может дополнительно содержать сепаратор текучей среды.
Сепаратор текучей среды может представлять собой одно из гальки, химикатов, катализаторов, активаторов, деэмульгаторов и комбинаций из них.
По меньшей мере, одна камера пробоотборника может иметь поршень, перемещаемый в ней со скольжением и разделяющий камеру пробоотборника на полость пробы и буферную полость.
Отводящая выкидная линия может проходить из, по меньшей мере, одной камеры пробоотборника в ствол скважины для сброса загрязненной текучей среды из полости пробы в ствол скважины.
Отводящая выкидная линия может проходить из, по меньшей мере, одной камеры пробоотборника в сборную камеру с целью сбора пластовой текучей среды.
Отводящая выкидная линия может быть снабжена патрубком, расположенным в камере пробоотборника, для выборочного удаления из него текучей среды.
Система может дополнительно содержать газовый аккумулятор, в рабочем состоянии связанный с основной выкидной линией, способный обеспечивать объединение газовых пузырьков друг с другом до прохождения в камеру пробоотборника.
Система может дополнительно содержать зонд для извлечения пластовой текучей среды из подземного пласта в скважинный прибор и основную выкидную линию, проходящую от зонда, для прохождения пластовой текучей среды из зонда в скважинный прибор, при этом, по меньшей мере, одна камера пробоотборника в рабочем состоянии соединена с основной выкидной линией для сбора в ней пластовой текучей среды.
Указанный технический результат достигается также и тем, что способ для отбора проб пластовой текучей среды из подземного пласта посредством скважинного прибора включает следующие операции:
расположение скважинного прибора в стволе скважины;
установление сообщения по текучей среде между скважинным прибором и окружающим пластом;
извлечение текучей среды из пласта в скважинный прибор;
сбор пластовой текучей среды в, по меньшей мере, одной камере пробоотборника;
вытягивание из камеры пробоотборника одной загрязненной части пластовой текучей среды, чистой части пластовой текучей среды и их комбинаций.
Способ может дополнительно включать отделение чистой части пластовой текучей среды от загрязненной части пластовой текучей среды. Пластовую текучую среду можно отделять путем вытягивания загрязненной части пластовой текучей среды из камеры пробоотборника или с помощью одного из обеспечения его осаждения, перемешивания, добавок и их комбинаций.
Добавки могут представлять собой гальку, деэмульгаторы и их комбинации.
Пластовую текучую среду можно отделять путем перекачивания чистой части в сборную камеру.
Загрязненную часть пластовой текучей среды можно сбрасывать в ствол скважины.
Способ может дополнительно включать идентификацию одной из чистой части пластовой текучей среды, загрязненной части пластовой текучей среды и их комбинаций.
Другие объекты и преимущества настоящего изобретения станут понятными из нижеследующего описания со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:
фиг.1 изображает схематичный вид обычной буровой установки и скважинного прибора;
фиг.2 - детальный схематичный вид скважинного прибора, показанного на фиг.1, с показом системы для отбора проб пластовой текучей среды, имеющей зонд, камеры пробоотборника, насос и анализатор текучей среды;
фиг.3A - детальный схематичный вид одной из камер пробоотборника, показанного на фиг.2, с показом разделения текучей среды при опускании загрязнения на дно;
фиг.3B - детальный схематичный вид одной из камер пробоотборника, показанного на фиг.2, с показом разделения текучей среды при подъеме загрязнения кверху;
фиг.4 - схематичный вид альтернативного варианта осуществления камеры пробоотборника, показанного на фиг.3B, имеющей вторую выкидную линию с патрубком и датчики;
фиг.5 - схематичный вид альтернативного варианта осуществления камеры пробоотборника, показанной на фиг.3A, имеющей сбросную выкидную линию;
фиг.6 - схематичный вид альтернативного варианта осуществления камеры пробоотборника, показанной на фиг.3A или 3B, с показом в ней радиального разделения;
фиг.7 - схематичный вид камеры пробоотборника, показанной на фиг.3A или 3B, содержащей гальку;
фиг.8 - схематичный вид альтернативного варианта осуществления скважинного прибора, показанного на фиг.2, с показом другой конфигурации системы отбора проб, имеющей газовый аккумулятор.
Предпочтительные в настоящее время варианты осуществления изобретения показаны на упомянутых выше чертежах и подробно описаны ниже. При описании предпочтительных вариантов осуществления одинаковые или идентичные ссылочные номера использованы для идентификации однотипных или аналогичных элементов. Чертежи необязательно выполнены в масштабе, а с целью ясности и достижения соответствия некоторые детали и некоторые виды на чертежах могут быть показаны чрезмерно увеличенными или схематично.
На фиг.1 показан пример окружающей среды, в которой может быть использовано настоящее изобретение. В этом примере настоящее изобретение осуществляется посредством скважинного прибора 10. Примером имеющегося в продаже прибора 10 является модульный контрольно-измерительный прибор для определения динамики пластов (MDT™) фирмы Schlumberger Corporation, правопреемника настоящей заявки, и дополнительно описанный, например, в патентах США №№4936139, 4860581.
Скважинный прибор 10 выполнен с возможностью развертывания в стволе 14 скважины и спуска в него под буровой установкой 5, что должно быть понятно специалистам в области техники, к которой относится изобретение, на обычном талевом канате 18, или на проводнике, или на обычной насосно-компрессорной трубе, или на гибкой насосно-компрессорной трубе. Показанный прибор 10 снабжен различными модулями и/или компонентами 12, включая, но без ограничения ею, систему 10 для отбора проб пластовой текучей среды. Эта система 10 показана содержащей зонд 26, используемый для установления линии сообщения по текучей среде между скважинным прибором и подземным пластом 16. С целью отбора проб зонд 26 может проходить через глинистую корку 15 и доходить до боковой стенки 17 ствола 14 скважины. Пробы извлекаются в скважинный прибор 10 через зонд 26.
Хотя на фиг.1 показан модульный пробоотборник, спускаемый в скважину на тросе, предназначенный для сбора проб согласно настоящему изобретению, специалистам в области техники, к которой относится изобретение, должно быть понятно, что такая система может быть использована в любом скважинном приборе. Например, скважинным прибором может быть буровой инструмент, включающий в себя бурильную колонну и буровую коронку. Скважинным прибором может быть одним из множества приборов, например прибором для скважинных исследований по время бурения, прибором для каротажа во время бурения, гибкой насосно-компрессорной колонной или другой скважинной системой. Кроме того, скважинный прибор может иметь альтернативные конфигурации, например может быть модульным, унитарным, спускаемым на тросе, выполненным в виде гибкой насосно-компрессорной колонны, автономным, бурильным инструментом и выполненным в виде других разновидностей скважинных приборов.
На фиг.2 показана указанная система 18 для отбора проб текучей среды более подробно. Система 18 включает зонд 26, выкидную линию 27, камеры 28А и 28В пробоотборника, насос 30 и анализатор 32 текучей среды. Зонд 26 имеет впуск 25 в сообщении по текучей среде с первым участком 27а выкидной линии 27, предназначенный для избирательного извлечения текучей среды в скважинный прибор. В качестве альтернативы вместо зонда может быть использована пара пакеров (непоказанных). Примеры системы отбора проб текучей среды с использованием зондов и пакеров описаны в патентах США №№4936139 и 4860581.
Выкидная линий 27 соединяет впуск 25 с камерами пробоотборника, насосом и анализатором текучей среды. Текучая среда избирательно извлекается в прибор через впуск 25 при приведении в действие насоса 30 с целью создания разности давлений и извлечения текучей среды в скважинный прибор. Когда текучая среда втекает в прибор, то предпочтительно, чтобы она переходила из выкидной линии 27 мимо анализатора 32 в камеру 28B пробоотборника. Выкидная линия 27 имеет первый участок 27A и второй участок 27B. Первый участок проходит от зонда через скважинный прибор. Второй участок 27 В соединяет первый участок с камерами пробоотборника. Клапаны, например клапаны 29A и 29B, предусмотрены для обеспечения возможности избирательного втекания текучей среды в камеры пробоотборника. При желании могут быть использованы дополнительные клапаны, дроссельные вентили или другие устройства для регулирования потока.
Когда текучая среда проходит через анализатор 32, посредством анализатора могут быть определены содержание текучей среды, загрязнение, оптическая плотность, газонефтяной фактор и другие параметры. Анализатором 32 может быть, например, устройство для контроля текучей среды, такое как описанное в патентах США №№6178815 (Felling et al.) и 4994671 (Safinya et al.).
Текучую среду собирают в одной или в нескольких камерах 28B пробоотборника с целью разделения в них. После выполнения разделения части разделенной текучей среды могут быть откачены из камеры пробоотборника через сбросную выкидную линию 34 или перемещены в камеру 28A пробоотборника для извлечения на поверхность, что в настоящей заявке будет описано более полно. Кроме того, при желании собранную текучую среду можно оставить в камере 28В пробоотборника. В качестве альтернативы загрязненная текучая среда может быть откачена из камеры пробоотборника в ствол скважины (выкидная линия 34 на фиг.2) или в другую камеру.
Обратимся к фиг.3A и 3B, на которых разделение текучей среды в камере 28B пробоотборника показано более подробно. На фиг.3A и 3B показана камера пробоотборника, имеющая поршень 36, который разделяет камеру пробоотборника на полость 38 пробы, предназначенную для сбора пробы текучей среды, и буферную полость 40, содержащую буферную текучую среду. Когда текучая среда втекает в полость пробы, поршень со скольжением перемещается внутри камеры пробоотборника под действием давлений в полостях. Текучая среда начинает заполнять камеру и разделяться. Как показано, обычно загрязнения и/или загрязненная текучая среда 37 отделяется послойно от чистой пластовой текучей среды 39. В зависимости от свойств текучей среды загрязненная текучая среда может оседать на дно, как показано на фиг.3A, или подниматься кверху, как показано на фиг.3B.
Камера пробоотборника, показанная на фиг.3A, снабжена единственной выкидной линией 27B для прохождения текучей среды в и выхода из камеры пробоотборника. После разделения текучей среды чистая текучая среда, показанная поднявшейся кверху на фиг.3A, может быть откачена из камеры 28B пробоотборника в камеру 28A пробоотборника для сбора в ней (фиг.2). После завершения перемещения оставшаяся загрязненная текучая среда может быть откачена через сбросную выкидную линию 34 в ствол скважины. Анализатор 32 текучей среды может быть использован для контроля текучей среды, закаченной в камеру 28A пробоотборника, для подтверждения того, что она представляет собой достаточно чистую текучую среду. Как только будет обнаружена загрязненная текучая среда, перемещение может быть закончено. Перемещение между многочисленными камерами можно повторять до тех пор, пока не накопится удовлетворяющая требованиям текучая среда.
Камера пробоотборника на фиг.3B также снабжена единственной выкидной линией 27B, предназначенной для прохождения текучей среды в и из камеры пробоотборника. После разделения текучей среды загрязненная текучая среда, показанная поднявшейся кверху на фиг.3B, может быть откачен из камеры 28B пробоотборника в ствол скважины через сбросную линию 34. При желании сбросную выкидную линию можно развести так, чтобы загрязненная текучая среда проходила через анализатор 32 текучей среды с целью контроля загрязненной текучей среды. После того как обнаружено достаточное количество чистой текучей среды, перемещение можно завершить. Процессы перемещения и/или сброса можно повторять до тех пор, пока не будет собрано необходимое количество текучей среды.
На фиг.4 показана камера 28B пробоотборника, снабженная второй выкидной линией 42 для избирательного удаления текучих сред. Когда имеются вторая выкидная линия и клапан, текучая среда может проходить в полость пробы по выкидной линии 27В и удаляться через выкидную линию 42. Предпочтительно, чтобы при удалении пластовой текучей среды выкидная линия 42, показанная на фиг.4, была снабжена патрубком 44, предназначенным для облегчения захвата и вывода текучей среды в выкидную линию 42. Чтобы обеспечивать удаление необходимого количества текучей среды, патрубок можно располагать в камере пробоотборника на различных уровнях. В этом случае, если чистая текучая среда опускается на дно полости пробы, патрубок может быть опущен до желаемого уровня, чтобы удалить нижний слой текучей среды, в данном случае чистая текучая среда.
Камера пробоотборника может быть снабжена датчиками 46, размещенными вдоль стенки камеры пробоотборника. Эти датчики могут быть использованы для определения местоположения текучей среды и/или различных ее свойств (то есть плотности, вязкости) в камере пробоотборника. Датчики также могут быть использованы для определения местоположения поршней, выкидных линий, патрубков или других изделий внутри камеры.
Для ввода или удаления текучей среды в камере пробоотборника могут быть размещены выкидные линии различных конфигураций. Хотя выкидная линия 27B показана находящейся в левой верхней части камеры, выкидные линии могут быть расположены в различных местах для содействия процессам отбора пробы и разделения. Как показано на фиг.5, текучая среда входит в камеру 28B пробоотборника по выкидной линии 27B. Вторая выкидная линия 48 проходит через поршень и буферную полость. Этим обеспечивается возможность удаления текучей среды со дна полости 38 пробы по выкидной линии 48. Предпочтительно, чтобы по мере перемещения поршня вторая выкидная линия перемещалась вместе с поршнем. Как показано, выкидная линия может быть телескопической для обеспечения возможности вытягивания и втягивания трубы вместе с поршнем.
Камера пробоотборника еще одной конфигурации показана на фиг.6. Как описывалось выше, скважинным прибором может быть буровой инструмент. В таком случае (и в некоторых других) инструмент вращается и обычно к полости пробы прикладывается центростремительная сила. Эта центростремительная сила вращает текучую среду и обуславливает его разделение на радиальные слои. Как показано на фиг.6, в центральной части полости пробы может быть чистая текучая среда 39A, тогда как внешний слой 39B является загрязненным (или наоборот, что не показано). Выкидные линии можно разместить таким образом, чтобы одна выкидная линия, например выкидная линия 27B, была расположена в центре, тогда как вторая выкидная линия 42 расположена в или вблизи внешнего слоя. Можно представить себе другие конфигурации.
Для содействия процессу разделения могут быть использованы различные способы. Например, как показано на фиг.7, в полость пробы может быть помещена галька 50 для содействия притягиванию некоторых текучих сред ко дну камеры. Кроме того, различные химические добавки, такие как деэмульгаторы (например натрия лаурилсульфат) могут быть введены в текучую среду для содействия разделению. Разделению также может способствовать перемешивание, например, при центростремительном вращении прибора.
На фиг.8 показан другой вариант осуществления скважинного прибора 10а, выполненный так же, как и скважинный прибор 10, показанный на фиг.2, за исключением того, что он представляет собой буровой инструмент, включающий систему 18а для отбора проб пластовой текучей среды с несколькими камерами 28В пробоотборника и газовым аккумулятором 52. Кроме того, перекомпонованы различные компоненты и модули. Может быть использован ряд конфигураций скважинного прибора 10а. В случаях, когда прибор выполнен модульным, модули могут быть перекомпонованы, как это необходимо, чтобы обеспечить возможность выполнения в скважинном приборе ряда других операций. Многочисленные камеры могут быть использованы с рядом вариантов клапанной системы. При желании для обеспечения возможности контроля и перемещения могут быть установлены анализатор текучей среды и насос.
Прибор может быть снабжен дополнительными устройствами, например газовым аккумулятором 52, способным обеспечивать сбор и объединение газовых пузырьков. После того как газ собран в достаточной степени, для большей эффективности разделения и удаления его можно перемещать как один крупный пузырь.
Кроме того, прибор может быть снабжен датчиками на различных местах, например в камере пробоотборника, как показано на фиг.4, или на различных местах в системе отбора проб. Посредством этих датчиков можно измерять ряд данных, например плотность и удельное сопротивление текучей среды. Эта информация может быть использована сама по себе или в сочетании с другой информацией, такой как информация, вырабатываемая анализатором текучей среды. Данные, собранные в приборе, могут быть переданы на поверхность и/или использованы для принятия решения относительно ствола скважины. Для достижения этих возможностей могут быть предусмотрены соответствующие вычислительные средства.
Хотя изобретение описано применительно к ограниченному числу вариантов осуществления, специалистам в области техники, к которой относится изобретение, извлекающим выгоду из этого раскрытия, должно быть понятно, что могут быть разработаны другие варианты осуществления, которые не отклоняются от объема изобретения, раскрытого в настоящей заявке. Поэтому объем изобретения должен ограничиваться только приложенной формулой изобретения.
Claims (38)
1. Скважинный инструмент для отбора проб пластовой текучей среды, содержащий зонд для извлечения пластовой текучей среды из подземного пласта в скважинный прибор, основную выкидную линию, проходящую от зонда, для прохождения пластовой текучей среды из зонда в скважинный прибор, по меньшей мере, одну камеру пробоотборника, в рабочем состоянии соединенную с основной выкидной линией для сбора пластовой текучей среды и содержащую загрязненную часть и чистую часть пластовой текучей среды, и отводящую выкидную линию, в рабочем состоянии соединенную с камерой пробоотборника для избирательного удаления из камеры пробоотборника загрязненной части или чистой части пластовой текучей среды, обеспечивая удаление загрязнения из пластовой текучей среды.
2. Инструмент по п.1, выбранный из группы, состоящей из прибора, спускаемого в скважину на тросе, бурового инструмента, прибора гибкой насосно-компрессорной колонны и их комбинаций.
3. Инструмент по п.1, содержащий первую камеру пробоотборника и вторую камеру пробоотборника, и передаточную выкидную линию для прохождения, по меньшей мере, части пластовой текучей среды из первой камеры пробоотборника во вторую камеру пробоотборника.
4. Инструмент по п.1, в котором отводящая выкидная линия в рабочем состоянии соединена со второй камерой пробоотборника для прохождения, по меньшей мере, части пластовой текучей среды из первой камеры пробоотборника во вторую камеру пробоотборника.
5. Инструмент по п.1, дополнительно содержащий сбросную выкидную линию для прохождения текучей среды из основной выкидной линии в ствол скважины.
6. Инструмент по п.1, дополнительно содержащий датчики для определения параметров пласта.
7. Инструмент по п.6, в котором датчики расположены в, по меньшей мере, одной из выкидных линий в, по меньшей мере, одной из камер пробоотборника и в их комбинациях.
8. Инструмент по п.1, дополнительно содержащий анализатор текучей среды, способный контролировать загрязнение пластовой текучей среды.
9. Инструмент по п.1, дополнительно содержащий сепаратор текучей среды.
10. Инструмент по п.9, в котором сепаратор текучей среды представляет собой одно из гальки, химикатов, катализаторов, активаторов, деэмульгаторов и комбинаций из них.
11. Инструмент по п.1, в котором, по меньшей мере, одна камера пробоотборника имеет поршень, перемещаемый в ней со скольжением и разделяющий камеру пробоотборника на полость пробы и буферную полость.
12. Инструмент по п.1, в котором отводящая выкидная линия проходит из, по меньшей мере, одной камеры пробоотборника в ствол скважины для сброса загрязненной текучей среды из полости пробы в ствол скважины.
13. Инструмент по п.1, в котором отводящая выкидная линия проходит из, по меньшей мере, одной камеры пробоотборника в сборную камеру для сбора пластовой текучей среды.
14. Инструмент по п.1, в котором отводящая выкидная линия снабжена патрубком, расположенным в камере пробоотборника, для выборочного удаления из нее, по меньшей мере, части текучей среды.
15. Инструмент по п.1, дополнительно содержащий газовый аккумулятор, в рабочем состоянии соединенный с основной выкидной линией и способный обеспечивать объединение газовых пузырьков друг с другом до прохождения в камеру пробоотборника.
16. Способ отбора проб пластовой текучей среды из подземного пласта посредством скважинного прибора, включающий следующие операции:
расположение скважинного прибора в стволе скважины,
установление сообщения по текучей среде между скважинным прибором и
окружающим пластом,
извлечение текучей среды из пласта в скважинный прибор,
сбор в, по меньшей мере, одной камере пробоотборника пластовой текучей среды, включающей загрязненную часть и чистую часть,
вытягивание из камеры пробоотборника выбранной одной из загрязненной
части и чистой части пластовой текучей среды.
расположение скважинного прибора в стволе скважины,
установление сообщения по текучей среде между скважинным прибором и
окружающим пластом,
извлечение текучей среды из пласта в скважинный прибор,
сбор в, по меньшей мере, одной камере пробоотборника пластовой текучей среды, включающей загрязненную часть и чистую часть,
вытягивание из камеры пробоотборника выбранной одной из загрязненной
части и чистой части пластовой текучей среды.
17. Способ по п.16, дополнительно включающий отделение чистой части от загрязненной части пластовой текучей среды.
18. Способ по п.17, в котором пластовую текучую среду отделяют путем вытягивания загрязненной части пластовой текучей среды из камеры пробоотборника.
19. Способ по п.18, в котором загрязненную часть пластовой текучей среды сбрасывают в ствол скважины.
20. Способ по п.17, в котором пластовую текучую среду отделяют с помощью одного из обеспечения его осаждения, перемешивания, добавок и их комбинаций.
21. Способ по п.20, в котором добавки представляют собой гальку, деэмульгаторы и их комбинации.
22. Способ по п.17, в котором пластовую текучую среду отделяют путем перекачивания ее чистой части в сборную камеру.
23. Способ по п.16, дополнительно включающий идентификацию чистой части или загрязненной части пластовой текучей среды или их комбинаций.
24. Система для удаления загрязнения из пластовой среды, собранной посредством скважинного прибора из подземного пласта, содержащая, по меньшей мере, одну камеру пробоотборника, расположенную в скважинном приборе для приема пластовой текучей среды, и отводящую выкидную линию, в рабочем состоянии соединенную с камерой пробоотборника для избирательного удаления из камеры пробоотборника загрязненной части или чистой части пластовой текучей среды, обеспечивая удаление загрязнения из пластовой текучей среды.
25. Система по п.24, в которой скважинный прибор выбран из группы, состоящей из прибора, спускаемого в скважину на тросе, бурового инструмента, прибора гибкой насосно-компрессорной колонны и их комбинаций.
26. Система по п.24, содержащая первую камеру пробоотборника и вторую камеру пробоотборника, и передаточную выкидную линию для прохождения, по меньшей мере, части пластовой текучей среды из первой камеры пробоотборника во вторую камеру пробоотборника.
27. Система по п.24, в которой отводящая выкидная линия в рабочем состоянии соединена со второй камерой пробоотборника для прохождения, по меньшей мере, части пластовой текучей среды из первой камеры пробоотборника во вторую камеру пробоотборника.
28. Система по п.24, дополнительно содержащая сбросную выкидную линию для прохождения текучей среды из основной выкидной линии в ствол скважины.
29. Система по п.24, дополнительно содержащая датчики для определения параметров пласта.
30. Система по п.29, в которой датчики расположены в, по меньшей мере, одной из выкидных линий в, по меньшей мере, одной из камер пробоотборника и в их комбинациях.
31. Система по п.24, дополнительно содержащая анализатор текучей среды, способный контролировать загрязнение пластовой текучей среды.
32. Система по п.24, дополнительно содержащая сепаратор текучей среды.
33. Система по п.32, в которой сепаратор текучей среды представляет собой одно из: гальки, химикатов, катализаторов, активаторов, деэмульгаторов и комбинаций из них.
34. Система по п.24, в которой, по меньшей мере, одна камера пробоотборника имеет поршень, перемещаемый в ней со скольжением и разделяющий камеру пробоотборника на полость пробы и буферную полость.
35. Система по п.24, в которой отводящая выкидная линия проходит из, по меньшей мере, одной камеры пробоотборника в ствол скважины для сброса загрязненной текучей среды из полости пробы в ствол скважины.
36. Система по п.24, в которой отводящая выкидная линия проходит из, по меньшей мере, одной камеры пробоотборника в сборную камеру для сбора пластовой текучей среды.
37. Система по п.24, в которой отводящая выкидная линия снабжена патрубком, расположенным в камере пробоотборника, для выборочного удаления из нее текучей среды.
38. Система по п.24, дополнительно содержащая газовый аккумулятор, соединенный с основной выкидной линией и способный обеспечивать объединение газовых пузырьков друг с другом до прохождения в камеру пробоотборника.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US51121203P | 2003-10-15 | 2003-10-15 | |
| US60/511,212 | 2003-10-15 | ||
| US10/710,743 US7195063B2 (en) | 2003-10-15 | 2004-07-30 | Downhole sampling apparatus and method for using same |
| US10/710,743 | 2004-07-30 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004129915A RU2004129915A (ru) | 2006-03-20 |
| RU2373393C2 true RU2373393C2 (ru) | 2009-11-20 |
Family
ID=33457714
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004129915/03A RU2373393C2 (ru) | 2003-10-15 | 2004-10-14 | Система и способ для отбора проб пластовой текучей среды |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7195063B2 (ru) |
| CN (1) | CN100575663C (ru) |
| AU (1) | AU2004218736B8 (ru) |
| BR (1) | BRPI0404453B1 (ru) |
| CA (1) | CA2484688C (ru) |
| FR (1) | FR2861127B1 (ru) |
| GB (1) | GB2407109B (ru) |
| MX (1) | MXPA04010048A (ru) |
| NO (1) | NO340052B1 (ru) |
| RU (1) | RU2373393C2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107539649A (zh) * | 2016-06-24 | 2018-01-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 卸油装置 |
Families Citing this family (42)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7246664B2 (en) * | 2001-09-19 | 2007-07-24 | Baker Hughes Incorporated | Dual piston, single phase sampling mechanism and procedure |
| US7260985B2 (en) * | 2004-05-21 | 2007-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc | Formation tester tool assembly and methods of use |
| 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 |
| US7546885B2 (en) * | 2005-05-19 | 2009-06-16 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for obtaining downhole samples |
| US8429961B2 (en) * | 2005-11-07 | 2013-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireline conveyed single phase fluid sampling apparatus and method for use of same |
| US20070236215A1 (en) * | 2006-02-01 | 2007-10-11 | Schlumberger Technology Corporation | System and Method for Obtaining Well Fluid Samples |
| US7497256B2 (en) * | 2006-06-09 | 2009-03-03 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for collecting fluid samples downhole |
| GB2456431B (en) * | 2006-09-15 | 2011-02-02 | Schlumberger Holdings | Downhole fluid analysis for production logging |
| US7644611B2 (en) * | 2006-09-15 | 2010-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole fluid analysis for production logging |
| GB2443190B (en) | 2006-09-19 | 2009-02-18 | Schlumberger Holdings | System and method for downhole sampling or sensing of clean samples of component fluids of a multi-fluid mixture |
| US7464755B2 (en) * | 2006-12-12 | 2008-12-16 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for sampling heavy oil reservoirs |
| GB2459822B (en) * | 2007-03-19 | 2011-11-16 | Halliburton Energy Serv Inc | Separator for downhole measuring and method therefor |
| US7784564B2 (en) | 2007-07-25 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Method to perform operations in a wellbore using downhole tools having movable sections |
| US8775089B2 (en) | 2007-08-20 | 2014-07-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for fluid property measurements |
| WO2009126636A2 (en) | 2008-04-09 | 2009-10-15 | Halliburton Energy Services Inc. | Apparatus and method for analysis of a fluid sample |
| US20090255672A1 (en) * | 2008-04-15 | 2009-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for obtaining formation samples |
| WO2010008994A2 (en) | 2008-07-14 | 2010-01-21 | Schlumberger Canada Limited | Formation evaluation instrument and method |
| US20110214879A1 (en) * | 2010-03-03 | 2011-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Tactile pressure sensing devices and methods for using same |
| CN102477864A (zh) * | 2010-11-25 | 2012-05-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种煤层气注入压降测试的室内实验模拟方法 |
| CA2823716C (en) | 2011-01-04 | 2018-02-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for a mid-infrared (mir) system for real time detection of petroleum in colloidal suspensions of sediments and drilling muds during drilling, logging, and production operations |
| US8997861B2 (en) | 2011-03-09 | 2015-04-07 | Baker Hughes Incorporated | Methods and devices for filling tanks with no backflow from the borehole exit |
| US8850879B2 (en) * | 2011-03-16 | 2014-10-07 | Baker Hughes Incorporated | Sample channel for a sensor for measuring fluid properties |
| US8970093B2 (en) | 2011-03-16 | 2015-03-03 | Baker Hughes Incorporated | Piezoelectric transducer for measuring fluid properties |
| US20120285680A1 (en) * | 2011-05-13 | 2012-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Separation system to separate phases of downhole fluids for individual analysis |
| CN102808616A (zh) * | 2011-06-03 | 2012-12-05 | 中国船舶重工集团公司第七0五研究所高技术公司 | 地层测试器 |
| US20140345860A1 (en) * | 2011-06-30 | 2014-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole sample module with an accessible captured volume adjacent a sample bottle |
| CN102419271B (zh) * | 2011-12-16 | 2013-01-09 | 中国海洋石油总公司 | 一种内嵌式聚焦探针 |
| US9115567B2 (en) | 2012-11-14 | 2015-08-25 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for determining efficiency of a sampling tool |
| US9187999B2 (en) | 2012-11-30 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for obtaining formation fluid samples |
| US9212550B2 (en) | 2013-03-05 | 2015-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Sampler chamber assembly and methods |
| US10415380B2 (en) | 2013-10-01 | 2019-09-17 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Sample tank with integrated fluid separation |
| US10767472B2 (en) | 2014-06-11 | 2020-09-08 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlled flowback |
| US9845673B2 (en) | 2014-06-11 | 2017-12-19 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlled pumping in a downhole sampling tool |
| US10125600B2 (en) | 2015-06-05 | 2018-11-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | System and method for sensing fluids downhole |
| CN110494627A (zh) * | 2016-10-31 | 2019-11-22 | 阿布扎比国家石油公司 | 用于对流体例如来自油气井的生产流体进行采样和/或分析的方法和系统 |
| US10895663B2 (en) * | 2017-03-06 | 2021-01-19 | Pietro Fiorentini (Usa), Inc | Apparatus and methods for evaluating formations |
| NO20210527A1 (en) | 2018-11-28 | 2021-04-28 | Halliburton Energy Services Inc | Downhole sample extractors and downhole sample extraction systems |
| US11492901B2 (en) | 2019-03-07 | 2022-11-08 | Elgamal Ahmed M H | Shale shaker system having sensors, and method of use |
| CN109916674A (zh) * | 2019-03-22 | 2019-06-21 | 长江大学 | 一种可分层取样的油田用取样设备与方法 |
| US11333017B2 (en) * | 2019-04-03 | 2022-05-17 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for fluid separation |
| US11156085B2 (en) | 2019-10-01 | 2021-10-26 | Saudi Arabian Oil Company | System and method for sampling formation fluid |
| CN111624043B (zh) * | 2020-06-17 | 2024-02-06 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种流体取样仪器出口控制模块 |
Family Cites Families (31)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3611799A (en) * | 1969-10-01 | 1971-10-12 | Dresser Ind | Multiple chamber earth formation fluid sampler |
| US3859850A (en) * | 1973-03-20 | 1975-01-14 | Schlumberger Technology Corp | Methods and apparatus for testing earth formations |
| US4416152A (en) * | 1981-10-09 | 1983-11-22 | Dresser Industries, Inc. | Formation fluid testing and sampling apparatus |
| US4994671A (en) * | 1987-12-23 | 1991-02-19 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for analyzing the composition of formation fluids |
| US4936139A (en) * | 1988-09-23 | 1990-06-26 | Schlumberger Technology Corporation | Down hole method for determination of formation properties |
| US4860581A (en) * | 1988-09-23 | 1989-08-29 | Schlumberger Technology Corporation | Down hole tool for determination of formation properties |
| US4962665A (en) * | 1989-09-25 | 1990-10-16 | Texaco Inc. | Sampling resistivity of formation fluids in a well bore |
| US5230244A (en) * | 1990-06-28 | 1993-07-27 | Halliburton Logging Services, Inc. | Formation flush pump system for use in a wireline formation test tool |
| US5335542A (en) * | 1991-09-17 | 1994-08-09 | Schlumberger Technology Corporation | Integrated permeability measurement and resistivity imaging tool |
| US5505953A (en) * | 1992-05-06 | 1996-04-09 | Alcon Laboratories, Inc. | Use of borate-polyol complexes in ophthalmic compositions |
| US5303775A (en) * | 1992-11-16 | 1994-04-19 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for acquiring and processing subsurface samples of connate fluid |
| US5377755A (en) * | 1992-11-16 | 1995-01-03 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for acquiring and processing subsurface samples of connate fluid |
| DE69629901T2 (de) | 1995-03-31 | 2004-07-22 | Baker-Hughes Inc., Houston | Vorrichtung und verfahren zum isolieren und testen einer formation |
| US5934374A (en) * | 1996-08-01 | 1999-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation tester with improved sample collection system |
| US6058773A (en) * | 1997-05-16 | 2000-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for sampling formation fluids above the bubble point in a low permeability, high pressure formation |
| US5968370A (en) * | 1998-01-14 | 1999-10-19 | Prowler Environmental Technology, Inc. | Method of removing hydrocarbons from contaminated sludge |
| US6178815B1 (en) * | 1998-07-30 | 2001-01-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method to improve the quality of a formation fluid sample |
| US6230557B1 (en) * | 1998-08-04 | 2001-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Formation pressure measurement while drilling utilizing a non-rotating sleeve |
| GB2344365B (en) * | 1998-12-03 | 2001-01-03 | Schlumberger Ltd | Downhole sampling tool and method |
| US6301959B1 (en) * | 1999-01-26 | 2001-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Focused formation fluid sampling probe |
| US6325146B1 (en) * | 1999-03-31 | 2001-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of downhole testing subterranean formations and associated apparatus therefor |
| GB2363809B (en) | 2000-06-21 | 2003-04-02 | Schlumberger Holdings | Chemical sensor for wellbore applications |
| US6668924B2 (en) * | 2000-11-14 | 2003-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Reduced contamination sampling |
| US6659177B2 (en) * | 2000-11-14 | 2003-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Reduced contamination sampling |
| US6467544B1 (en) * | 2000-11-14 | 2002-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Sample chamber with dead volume flushing |
| US6722432B2 (en) * | 2001-01-29 | 2004-04-20 | Schlumberger Technology Corporation | Slimhole fluid tester |
| GB2372040B (en) * | 2001-02-07 | 2003-07-30 | Schlumberger Holdings | Improvements in or relating to sampling of hydrocarbons from geological formations |
| US6964301B2 (en) * | 2002-06-28 | 2005-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for subsurface fluid sampling |
| US6761215B2 (en) * | 2002-09-06 | 2004-07-13 | James Eric Morrison | Downhole separator and method |
| GB2395555B (en) * | 2002-11-22 | 2005-10-12 | Schlumberger Holdings | Apparatus and method of analysing downhole water chemistry |
| US6966234B2 (en) * | 2004-01-14 | 2005-11-22 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time monitoring and control of reservoir fluid sample capture |
-
2004
- 2004-07-30 US US10/710,743 patent/US7195063B2/en active Active
- 2004-10-12 GB GB0422574A patent/GB2407109B/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-10-12 AU AU2004218736A patent/AU2004218736B8/en not_active Ceased
- 2004-10-13 MX MXPA04010048A patent/MXPA04010048A/es active IP Right Grant
- 2004-10-13 CA CA002484688A patent/CA2484688C/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-10-14 NO NO20044366A patent/NO340052B1/no not_active IP Right Cessation
- 2004-10-14 FR FR0410858A patent/FR2861127B1/fr not_active Expired - Fee Related
- 2004-10-14 RU RU2004129915/03A patent/RU2373393C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-10-14 BR BRPI0404453A patent/BRPI0404453B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2004-10-15 CN CN200410085681A patent/CN100575663C/zh not_active Expired - Fee Related
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107539649A (zh) * | 2016-06-24 | 2018-01-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 卸油装置 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20050082059A1 (en) | 2005-04-21 |
| AU2004218736A1 (en) | 2005-05-05 |
| GB0422574D0 (en) | 2004-11-10 |
| BRPI0404453A (pt) | 2005-06-28 |
| US7195063B2 (en) | 2007-03-27 |
| AU2004218736B2 (en) | 2007-09-27 |
| GB2407109A (en) | 2005-04-20 |
| NO340052B1 (no) | 2017-03-06 |
| CN100575663C (zh) | 2009-12-30 |
| FR2861127B1 (fr) | 2013-02-08 |
| FR2861127A1 (fr) | 2005-04-22 |
| MXPA04010048A (es) | 2005-07-01 |
| RU2004129915A (ru) | 2006-03-20 |
| CA2484688C (en) | 2008-01-15 |
| BRPI0404453B1 (pt) | 2016-06-28 |
| CN1611745A (zh) | 2005-05-04 |
| GB2407109B (en) | 2006-07-05 |
| CA2484688A1 (en) | 2005-04-15 |
| AU2004218736B8 (en) | 2008-03-13 |
| BRPI0404453A8 (pt) | 2016-04-19 |
| NO20044366L (no) | 2005-04-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2373393C2 (ru) | Система и способ для отбора проб пластовой текучей среды | |
| US8770286B2 (en) | Downhole fluid filter | |
| CN101210492B (zh) | 地层流体取样装置和方法 | |
| RU2404361C2 (ru) | Скважинный бурильный инструмент, инструмент для оценки параметров пласта и способ оценки параметров пласта посредством скважинного инструмента | |
| RU2373394C2 (ru) | Система и способ для оценивания параметров пласта | |
| US7565835B2 (en) | Method and apparatus for balanced pressure sampling | |
| EP2749732B1 (en) | Measurement while drilling tool with interconnect assembly | |
| US8215388B2 (en) | Separator for downhole measuring and method therefor | |
| EP1621724A2 (en) | Methods of downhole testing subterranean formations and associated apparatus therefor | |
| US20230243258A1 (en) | Downhole tool with filtration device | |
| US20220275725A1 (en) | System and method for fluid separation | |
| US8905130B2 (en) | Fluid sample cleanup | |
| EP2706191A2 (en) | Minimization of contaminants in a sample chamber |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171015 |