RU2812492C1 - Аппаратура для гидродинамического каротажа скважин и отбора проб - Google Patents
Аппаратура для гидродинамического каротажа скважин и отбора проб Download PDFInfo
- Publication number
- RU2812492C1 RU2812492C1 RU2023106728A RU2023106728A RU2812492C1 RU 2812492 C1 RU2812492 C1 RU 2812492C1 RU 2023106728 A RU2023106728 A RU 2023106728A RU 2023106728 A RU2023106728 A RU 2023106728A RU 2812492 C1 RU2812492 C1 RU 2812492C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- fluid
- sampling
- unit
- channel
- Prior art date
Links
- 238000005070 sampling Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 71
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 18
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 claims abstract description 13
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims description 7
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 229910052594 sapphire Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010980 sapphire Substances 0.000 description 2
- 238000002834 transmittance Methods 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical class C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для гидродинамического каротажа, исследования пластов и отбора проб. Аппаратура для гидродинамического каротажа скважин и отбора проб пластового флюида содержит силовой блок, включающий блок питания с электромеханическим приводом, шток, жестко связанный с упомянутым приводом с возможностью вертикального перемещения, пакерный модуль, состоящий из верхнего и нижнего пакеров, насос, имеющий всасывающий и нагнетающий каналы, размещенный в блоке откачки флюида, систему контроля качества прокачиваемого флюида, включающую датчик давления, влагомер и резистивиметр, блок отбора проб с каналами, связанными с межпакерным пространством, поршни и аварийный узел. В силовом блоке размещена гидросистема, в которой создается давление под воздействием упомянутого штока, содержащая поршень с толкателем, поджатый пружиной, воздействующий на концевой переключатель. Аварийный узел связан каналом с гидросистемой и состоит из камеры сброса избыточного давления, отсеченной электромагнитным клапаном от гидросистемы. Камера сброса избыточного давления состоит из цилиндра, с размещенным внутри поршнем, который в свою очередь поджат пружиной. В пакерном модуле пакеры расположены в верхнем и нижнем герметизирующем узле, каждый из которых содержит корпус, герметизирующую гайку, установленную над верхним и под нижним пакером, и прижимную шайбу, воздействующую на пакер путем создания давления с помощью группы двухступенчатых поршней, надпоршневые полости которых связаны каналом, проходящим транзитом через расположенный между верхним и нижним герметизирующими узлами блок откачки флюида, с гидросистемой, находящейся в силовом блоке. Система контроля качества прокачиваемого флюида расположена в блоке откачки флюида в канале, соединяющем межпакерное пространство скважины с блоком отбора проб через клапан. В блоке отбора проб расположена система промывки каналов перед отбором проб, связанная через подпружиненный клапан с каналом пробоотборника, а также связанная каналами с запакерным пространством. Канал для сброса флюида связан с запакерным пространством через подпружиненный клапан. Технический результат заключается в обеспечении модульной конструкции, а также в повышении надежности работы устройства. 4 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Заявляемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для гидродинамического каротажа, исследования пластов и отбора проб.
Известно устройство для вызова притока пластового флюида (патент РФ 2015317С1, опубликован 30.06.1994, МПК E21B 49/00), которое устанавливается на насосно-компрессорных трубах и содержит корпус, струйный насос и обратный клапан. Корпус имеет полую конструкцию, в теле которого расположены каналы. Струйный насос включает гильзу с блоком регистрирующих приборов, к которой через разъем крепится наконечник с грузонесущим каротажным кабелем, сопло, камера смещения, диффузор и окно. Струйный насос опускают в корпус на посадочное гнездо, при этом герметичность обеспечивают уплотнителями, удерживание струйного насоса при работе обеспечивается упорами, а снятие с упоров производится тягами. Обратный клапан включает шток, пружину и втулку, к которой присоединяют измерительные приборы (глубинный манометр, термометр и др.). Для выравнивания давления в подпакерной и надпакерной зонах при подъеме струйного насоса имеются отверстия и канал.
Описанное выше техническое решение не обеспечивает желаемого результата, ввиду того, что для успешного проведения поисково-разведочных работ в отношении нефтегазоносных месторождений, необходимо обладать информацией о подземных формациях (пластах), через которые проходит ствол скважины. Один из примеров стандартной оценки пласта относится к измерениям пластового давления и проницаемости пласта в процессе гидродинамических исследований в скважине. Эти измерения необходимы для прогнозирования мощности добычи (продуктивность) и срока эксплуатации подземного пласта. Данное устройство не обладает такими возможностями.
Известен инструмент для отбора проб пластового флюида (патент РФ 2556583C2, опубликован 10.07.2015, МПК: E21B 49/08), содержащий расширяющийся пакер, имеющий область отбора проб, расположенную в корпусе пакера, а также между первой и второй секцией пакера, причем область отбора проб содержит впуск для отбора пробы в жидкостной связи с пластом, в случае если пакер является расширенным, и отверстие очистки, расположенное по вертикали на расстоянии над или под областью отбора проб и жидкостно-изолированное от впуска для отбора пробы посредством первой или второй секции пакера, причем отверстие очистки сконфигурировано для приема флюида из пласта. Камеры для отбора пробы могут быть с одной или двух сторон снабжены насосами. Насос может быть предусмотрен в линии для подачи флюида в канал. Насос также может находиться в жидкостном контакте с линией очистки. Также насосы могут работать в обоих направлениях (реверсивные насосы).
Устройство обладает сложной конструкцией, что снижает надежность работы скважинного прибора.
Наиболее близким техническим решением является устройство гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин и отбора пластовых проб, оснащенное насосом, пробоотборником с дифференциальным поршнем, пробосборниками, датчиками давления, расположенными над и под пакерным модулем и датчиком давления, расположенным в вертикальном канале, в котором дополнительно размещены резистивиметр, влагомер, датчик температуры. Устройство оснащено узлом аварийного срыва. Герметичность пакеровки определяют путем контролирования давления над и под пакером, производят закачивание жидкости из пласта несколько раз, осуществляя измерение давления, температуры, определение наличия воды и углеводородов в закачанной жидкости из изолированного пластового пространства в межпакерной зоне. На основании измерений давления и температуры делают вывод о динамике перемещения пластовых флюидов в скважине, а на основании измерений наличия воды в пласте и содержания в ней углеводородов делают вывод о составе проб пластовых флюидов. При положительной динамике данных показателей отбирают пробы в пробосборники (патент РФ 2379505C1, опубликован 20.01.2010, МПК E21B 49/00).
Описанное выше техническое решение не обеспечивает желаемого результата, поскольку контроль качества флюида осуществляется только после остановки насоса, а не в процессе откачки флюида.
Технической задачей заявляемого изобретения является создание устройства для гидродинамического каротажа скважин и отбора проб с модульной конструкцией для удобства транспортировки и улучшения функциональных характеристик, а также повышения надежности работы устройства.
Указанная техническая задача решается тем, что в аппаратуре для гидродинамического каротажа скважин, содержащей силовой блок, включающий блок питания с электромеханическим приводом, шток, жестко связанный с упомянутым приводом с возможностью вертикального перемещения, пакерный модуль, состоящий из верхнего и нижнего пакеров, насос, имеющий всасывающий и нагнетающий каналы, размещенный в блоке откачки флюида, систему контроля качества прокачиваемого флюида, включающую датчик давления, влагомер и резистивиметр, блок отбора проб с каналами, связанными с межпакерным пространством, поршни и аварийный узел, в силовом блоке размещена гидросистема, в которой создается давление под воздействием упомянутого штока, содержащая поршень с толкателем, поджатый пружиной, воздействующий на концевой переключатель, при этом аварийный узел связан каналом с гидросистемой и состоит из камеры сброса избыточного давления, отсеченной электромагнитным клапаном от гидросистемы, причем камера сброса избыточного давления состоит из цилиндра, с размещенным внутри поршнем, поджатым пружиной. В пакерном модуле пакеры расположены в верхнем и нижнем герметизирующем узле, каждый из которых содержит корпус, герметизирующую гайку, установленную над верхним и под нижним пакером, и прижимную шайбу, воздействующую на пакер путем создания давления с помощью группы двухступенчатых поршней, надпоршневые полости которых связаны каналом, проходящим транзитом через расположенный между верхним и нижним герметизирующими узлами блок откачки флюида, с гидросистемой, находящейся в силовом блоке, система контроля качества прокачиваемого флюида расположена в блоке откачки флюида в канале, соединяющим межпакерное пространство скважины с блоком отбора проб через клапан, а в блоке отбора проб расположена система промывки каналов перед отбором проб, связанная через подпружиненный клапан с каналом пробоотборника, а также связанная каналами с запакерным пространством, причем канал для сброса флюида связан с запакерным пространством через подпружиненный клапан.
Силовой блок, пакерный модуль и блок отбора проб выполнены в виде герметичных блоков с возможностью разобщения при транспортировке.
Система промывки каналов перед отбором проб содержит трехступенчатый поршень, одна из кольцевых площадей которого связана с запакерным пространством скважины и равна 0,95 площади торца поршня, воздействующего на вытесняемый флюид.
В корпусе нижнего пакерного герметизирующего узла модуля расположен дополнительный вертикальный канал, связывающий межпакерное пространство с запакерным, оснащенный электромагнитным клапаном.
Для повышения точности определения состава флюида, в систему контроля качества прокачиваемого флюида дополнительно введен оптический анализатор.
Сущность изобретения поясняется чертежами:
Фиг. 1 – общий вид аппаратуры для гидродинамического каротажа
скважин и отбора проб;
Фиг. 2 – фрагмент группы из 2-х ступенчатых поршней;
Фиг. 3 – вид 3-х ступенчатого поршня блока отбора флюида;
Фиг. 4 – диаграмма изменения давления в процессе отбора пробы;
Фиг. 5 – планшет оптического анализатора при откачке флюида.
Предлагаемое устройство для гидродинамического каротажа скважин и отбора проб выполнено в виде трёх герметичных блоков, с разобщением при транспортировке (фиг.1). Силовой блок 1 содержит блок питания 2 с электромеханическим приводом 3, осуществляющим создание давления в гидросистеме 4, посредством штока 5, жёстко связанного с приводом 3. В данном блоке также размешены: камера сброса избыточного давления 6, отсечённая электромагнитным клапаном 7 от гидросистемы 4. Камера 6 состоит из цилиндра (условно не показан) в котором размещён поршень 8, поджатый пружиной 9. Также в данном блоке размещен поршень 10, поджатый пружиной 11, выполненный как одно целое с толкателем, воздействующим на концевой переключатель 12.
Под силовым блоком 1 размещён пакерный модуль 13, включающий в себя верхний пакерный герметизирующий узел, содержащий: корпус 14, герметизирующую гайку 15, пакер 16, прижимную шайбу 17, расположенную под верхним и над нижним пакером, связанную каналом 20 с группой двухступенчатых поршней 18 (фиг. 2), размещённых в блоке поршней 19, причем кольцевая площадь ступеней равна каждой из торцевых площадей поршней. Канал 20 размещен в корпусе 14 и связан с гидросистемой 4, находящейся в силовом блоке 1, который в свою очередь гидравлически связан с группой двухступенчатых поршней 18, причем один из торцов поршня 18 через канал 21 с межпакерным пространством. Канал 20 проходит транзитом через расположенный между верхним и нижним герметизирующими узлами блок откачки флюида 22, входит в корпус 27 нижнего пакерного герметизирующего узла, который конструктивно и функционально аналогичен верхнему пакерному узлу. Блок откачки флюида 22 связан с каналами 24 и 23, расположенными в корпусе 14 пакерного модуля, служащими для откачки флюида из межпакерного пространства в запакерное во время работы насоса 37. Канал 24 перекрывается встроенным клапаном 25, поджатым пружиной 26, и проходит транзитом через корпус 27 нижнего пакерного герметизирующего узла, в котором расположен дополнительный вертикальный канал 28, связывающий межпакерное пространство с запакерным. В канале 28 установлен электромагнитный клапан 29. В блоке откачки флюида 22 размещён насос 37 (показан условно), имеющий всасывающий и нагнетательные каналы, а также система контроля качества прокачиваемого флюида 38, включающая в себя датчик давления, влагомер, резистивиметр. Для повышения точности определения состава флюида, в систему контроля качества прокачиваемого флюида может быть включен оптический анализатор. Система контроля качества прокачиваемого флюида 38 расположена в канале 24, в котором расположен клапан 25, поджатый пружиной 26. Канал 24 связан с блоком отбора флюида 30 сообщающим каналом 31, а также с блоком контейнеров отбора флюида 40, и системой для промывки каналов 24 и 31 перед отбором флюида. Система промывки каналов состоит из электромеханического привода 32 (показанного условно), 3-х ступенчатого поршня 33, у которого одна из кольцевых площадей ступеней связана каналом 34 с запакерным пространством скважины и равна 0,95 площади торца поршня, воздействующего на вытесняемый флюид, находящийся в полости 39 и канале 31. Полость 39 отсекается от запакерного пространства клапаном 35, поджатым пружиной 36.
Работает устройство следующим образом. Аппаратура для гидродинамического каротажа спускается в скважину на требуемую глубину. Оператор включает электромеханический привод 3, который осуществляет создание давления в гидросистеме 4 посредством штока 5, жёстко связанного с приводом 3. Гидравлическая жидкость передаёт давление по каналу 20, после чего давление воздействует на кольцевую площадь двухступенчатых поршней 18, которые, перемещаясь, передают усилие через прижимную шайбу 17, сжимают пакера 16, расположенные в верхнем и нижнем герметизирующем узле, вследствие чего осуществляется герметизация части исследуемого пласта. Давление в гидросистеме 4 воздействует на поршень 10, поджатый пружиной 11 с толкателем, который воздействует на концевой переключатель 12, тем самым контролируется давление в гидросистеме, которое достигнув определённой величины, отключает электромеханический привод 3. Для компенсации действия давления на привод 3, поршни 18 разгружены, так как кольцевая площадь ступеней равна каждой из торцевых площадей поршней.
Далее производится откачка флюида из межпакерного пространства по каналам 23 и 24 с выносом в запакерное пространство. Флюид, откачиваемый насосом 37, через канал 24 проходит через систему контроля качества 38, включающую в себя датчик давления, влагомер, резистивиметр и оптический анализатор. В процессе откачки датчик давления должен фиксировать его падение, в противном случае, следует перепакероваться. Откачка производится до показателей остановки падения давления и стабильности изменённых характеристик флюида.
Показания качества откачиваемого флюида исследуются влагомером, резистивиметром и оптическим анализатором. Для определения электросветовых свойств флюида оптический анализатор содержит электросветовые ячейки, осуществляющие измерения коэффициентов пропускания флюида, коэффициентов отражения на границе сапфир/флюид, измерения интенсивности флуоресценции прокачиваемого флюида, определения газосодержания. Коэффициент отражения на границе сапфир/флюид зависит от показателя преломления флюида. Наличие во флюиде нефти определяется по интенсивности флуоресценции. Измерение световой плотности в видимом и ближнем инфракрасном диапазоне позволяет определить тип нефти, оценить процентное содержание воды, легких и тяжелых углеводородов, определить фракционный состава флюида - наличие газовых, водных и нефтяных фаз, определить реологию нефти по коэффициенту пропускания, а также количественно определить компонентный состав флюида: влагосодержание, концентрации предельных углеводородов ряда метана (фиг.5).
По завершению работ по откачке для отбора качественной пробы производится промывка канала 24, для чего по команде оператора электромеханический привод 32 отводит 3-х ступенчатый поршень 33 и открывает клапан 25, и из каналов 24 и 31 флюид из межпакерного пространства и поступает в полость 39 ниже упомянутого поршня. При обратном движении поршня 33, клапан 25 закрывается, и открывается клапан 35, вследствие чего флюид вытесняется в запакерное пространство. Количество циклов определяется объемом канала 31 и полости 39. Следующим этапом идёт отбор флюида в контейнер, расположенный в блоке контейнеров 40, процесс отбора контролируется оператором по отображающимся на мониторе диаграммам. Показания изменения давления регистрируются датчиком (фиг.4), где Pскв – скважинное давление; ∆P – разница между давлением в контейнере блока отбора проб и пластовым давлением; Pпл – пластовое давление; t – время.
После завершения отбора проб, производится отключение электромагнитного клапана 7, при этом открывается доступ в камеру сброса 6. Избыточное давление в гидросистеме 4, перемещая поршень 8, сжимает пружину 9, заполняет камеру сброса 6, тем самым снимая давление на кольцевую площадь 2-х ступенчатых поршней 18. Пакера за счёт собственных упругих физических свойств, приходят в исходное положение, отводится шток 5, и гидравлическая жидкость под воздействием пружины 9 на поршень 8 вытесняется из полости камеры сброса 6 в полость гидросистемы 4, в результате чего включается электромагнитный клапан 7. На этом цикл считается завершённым.
Камера сброса 6 предназначена для распакеровки в случае отключения питания на электромеханическом приводе. Для исключения аварийной ситуации в устройстве предусмотрена система выравнивания давления, связанная между собой каналом 28, и запирающим его электромагнитным клапаном 29, которая включается при пакеровке и отключается при распакеровке. В случае возникновения аварийной ситуации, а именно отключения питания на электромеханическом приводе камера сброса участвует в процессе распакеровки устройства. Поскольку электромеханические клапаны 7 и 29 в процессе откачки и отбора пробы флюида находятся во включенном режиме, клапан 7 перекрывает доступ гидравлической жидкости из канала 4 в камеру сброса 6, клапан 29 перекрывает канал 28, связывающий межпакерное пространство с запакерным. При обесточивании прибора электромагнитные клапана отключаются, и открывается доступ к камере сброса 6 и одновременно происходит выравнивание гидростатического давления в межпакерном и запакерном пространстве.
Claims (5)
1. Аппаратура для гидродинамического каротажа скважин и отбора проб пластового флюида, содержащая силовой блок, включающий блок питания с электромеханическим приводом, шток, жестко связанный с упомянутым приводом с возможностью вертикального перемещения, пакерный модуль, состоящий из верхнего и нижнего пакеров, насос, имеющий всасывающий и нагнетающий каналы, размещенный в блоке откачки флюида, систему контроля качества прокачиваемого флюида, включающую датчик давления, влагомер и резистивиметр, блок отбора проб с каналами, связанными с межпакерным пространством, поршни и аварийный узел, отличающаяся тем, что в силовом блоке размещена гидросистема, в которой создается давление под воздействием упомянутого штока, содержащая поршень с толкателем, поджатый пружиной, воздействующий на концевой переключатель, при этом аварийный узел связан каналом с гидросистемой и состоит из камеры сброса избыточного давления, отсеченной электромагнитным клапаном от гидросистемы, причем камера сброса избыточного давления состоит из цилиндра, с размещенным внутри поршнем, который в свою очередь поджат пружиной, при этом в пакерном модуле пакеры расположены в верхнем и нижнем герметизирующем узле, каждый из которых содержит корпус, герметизирующую гайку, установленную над верхним и под нижним пакером, и прижимную шайбу, воздействующую на пакер путем создания давления с помощью группы двухступенчатых поршней, надпоршневые полости которых связаны каналом, проходящим транзитом через расположенный между верхним и нижним герметизирующими узлами блок откачки флюида, с гидросистемой, находящейся в силовом блоке, система контроля качества прокачиваемого флюида расположена в блоке откачки флюида в канале, соединяющем межпакерное пространство скважины с блоком отбора проб через клапан, а в блоке отбора проб расположена система промывки каналов перед отбором проб, связанная через подпружиненный клапан с каналом пробоотборника, а также связанная каналами с запакерным пространством, причем канал для сброса флюида связан с запакерным пространством через подпружиненный клапан.
2. Аппаратура по п.1, отличающаяся тем, что силовой блок, пакерный модуль и блок отбора проб выполнены в виде герметичных блоков с возможностью разобщения при транспортировке.
3. Аппаратура по п.1, отличающаяся тем, что система промывки каналов перед отбором проб содержит трехступенчатый поршень, одна из кольцевых площадей которого связана с запакерным пространством скважины и равна 0,95 площади торца поршня, воздействующего на вытесняемый флюид.
4. Аппаратура по п.1, отличающаяся тем, что в корпусе нижнего пакерного герметизирующего узла расположен дополнительный вертикальный канал, связывающий межпакерное пространство с запакерным, оснащенный электромагнитным клапаном.
5. Аппаратура по п.1, отличающаяся тем, что в систему контроля качества прокачиваемого флюида дополнительно введен оптический анализатор.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2812492C1 true RU2812492C1 (ru) | 2024-01-30 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1170133A1 (ru) * | 1983-12-26 | 1985-07-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектно-Конструкторский Институт Геофизических Методов Исследований,Испытания И Контроля Нефтегазоразведочных Скважин | Устройство дл исследовани скважин и опробовани пластов |
| US5517854A (en) * | 1992-06-09 | 1996-05-21 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for borehole measurement of formation stress |
| RU2317414C2 (ru) * | 2002-06-06 | 2008-02-20 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Способ анализа параметров пластов горных пород в условиях скважины |
| RU2379505C1 (ru) * | 2008-08-22 | 2010-01-20 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Аппарат пакерный на кабеле и способ гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин и отбора проб |
| RU2556583C2 (ru) * | 2009-06-18 | 2015-07-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Направленный отбор образцов пластовых флюидов |
| US20210131951A1 (en) * | 2017-02-01 | 2021-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multivariate statistical method for contamination prediction using multiple sensors |
| RU211899U1 (ru) * | 2021-08-04 | 2022-06-28 | Александр Васильевич Бубеев | Устройство для гидродинамического каротажа |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1170133A1 (ru) * | 1983-12-26 | 1985-07-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектно-Конструкторский Институт Геофизических Методов Исследований,Испытания И Контроля Нефтегазоразведочных Скважин | Устройство дл исследовани скважин и опробовани пластов |
| US5517854A (en) * | 1992-06-09 | 1996-05-21 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for borehole measurement of formation stress |
| RU2317414C2 (ru) * | 2002-06-06 | 2008-02-20 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Способ анализа параметров пластов горных пород в условиях скважины |
| RU2379505C1 (ru) * | 2008-08-22 | 2010-01-20 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Аппарат пакерный на кабеле и способ гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин и отбора проб |
| RU2556583C2 (ru) * | 2009-06-18 | 2015-07-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Направленный отбор образцов пластовых флюидов |
| US20210131951A1 (en) * | 2017-02-01 | 2021-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multivariate statistical method for contamination prediction using multiple sensors |
| RU211899U1 (ru) * | 2021-08-04 | 2022-06-28 | Александр Васильевич Бубеев | Устройство для гидродинамического каротажа |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20200248549A1 (en) | System and method for controlled pumping in a downhole sampling tool | |
| CA2147027C (en) | Method and apparatus for acquiring and processing subsurface samples of connate fluid | |
| CA2488475C (en) | Downhole fluid pumping apparatus and method | |
| US7373812B2 (en) | Apparatus for sampling and logging on all producing zones of a well | |
| US7140436B2 (en) | Apparatus and method for controlling the pressure of fluid within a sample chamber | |
| US5473939A (en) | Method and apparatus for pressure, volume, and temperature measurement and characterization of subsurface formations | |
| US6668924B2 (en) | Reduced contamination sampling | |
| AU755739B2 (en) | Sample chamber with dead volume flushing | |
| AU2002300527B2 (en) | Reduced Contamination Sampling | |
| US5635631A (en) | Determining fluid properties from pressure, volume and temperature measurements made by electric wireline formation testing tools | |
| US9091150B2 (en) | Downhole formation tester apparatus and methods | |
| US9759055B2 (en) | Formation fracturing and sampling methods | |
| US20040244971A1 (en) | Method and apparatus for obtaining a micro sample downhole | |
| US10539015B2 (en) | Fluid identification via pressure | |
| US9085965B2 (en) | Apparatus and method for improved fluid sampling | |
| US20160208600A1 (en) | Downhole Fluid Analysis Methods For Determining Compressibility | |
| US10920587B2 (en) | Formation evaluation pumping system and method | |
| CN111443024B (zh) | 一种井下测量岩石原位渗透率系统及方法 | |
| EP0646215B1 (en) | Method and apparatus for pressure, volume, and temperature measurement and characterization of subsurface formations | |
| RU2812492C1 (ru) | Аппаратура для гидродинамического каротажа скважин и отбора проб | |
| RU2737594C1 (ru) | Устройство для гидродинамического каротажа | |
| NO317270B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for testing av en formasjonsfluidprove innhentet fra en geologisk formasjon gjennomboret av en bronn |