SU1596101A1 - Device for hydrodynamic testing of formations - Google Patents

Device for hydrodynamic testing of formations Download PDF

Info

Publication number
SU1596101A1
SU1596101A1 SU884428208A SU4428208A SU1596101A1 SU 1596101 A1 SU1596101 A1 SU 1596101A1 SU 884428208 A SU884428208 A SU 884428208A SU 4428208 A SU4428208 A SU 4428208A SU 1596101 A1 SU1596101 A1 SU 1596101A1
Authority
SU
USSR - Soviet Union
Prior art keywords
research
sampler
oil
outlet
level gauge
Prior art date
Application number
SU884428208A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Виталий Иванович Демидко
Юрий Николаевич Усенко
Геннадий Михайлович Кобелев
Владимир Борисович Тальнов
Original Assignee
Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин
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 Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин filed Critical Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин
Priority to SU884428208A priority Critical patent/SU1596101A1/en
Application granted granted Critical
Publication of SU1596101A1 publication Critical patent/SU1596101A1/en

Links

Landscapes

  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

Изобретение относитс  к геофизическим исследовани м. Цель - повышение точности исследований. Дл  этого на штоке 4 установлен дополнительный выходной клапан 7, выходной патрубок канала установлен между основным входным клапаном 6 и клапаном 7. Устройство имеет датчик притока флюида, выполненный в виде емкостного дискретного уровнемера 9, установленного внутри пробоприемника 8. Использование данного устройства позвол ет определить текущие параметры притока пластовых флюидов, состав, объемное содержание, дебит жидких и газообразных компонентов непосредственно в процессе исследовани  в скважинных услови х. Данное устройство создает возможность определени  фазовой проницаемости и значительно повышает достоверность и надежность выделени  нефтегазонасыщенных коллекторов. 5 ил.The invention relates to geophysical research. The goal is to improve the accuracy of research. For this purpose, an additional outlet valve 7 is installed on the rod 4, the channel outlet port is installed between the main inlet valve 6 and valve 7. The device has a fluid flow sensor made in the form of a capacitive discrete level gauge 9 installed inside the probe receiver 8. Using this device allows determining parameters of formation fluids, composition, volumetric content, flow rate of liquid and gaseous components directly in the research process in borehole conditions. This device makes it possible to determine the phase permeability and significantly increases the reliability and reliability of the release of oil and gas saturated reservoirs. 5 il.

Description

Изобретение относитс  к геофизическим исследовани м скважин, а именно к гидро- динамическим исследовани м и опробованию пластов приборами на кабеле.The invention relates to well logging, in particular to hydrodynamic surveys and formation testing using cable instruments.

Цель изобретени  - повышение точное- - ти исследований пластов.The purpose of the invention is to improve the accuracy of reservoir studies.

На фиг. а, б, в изображено устройство дл  гидродинамических исследований пластов, общий вид; на фиг. 2 - диаграмма, регистрируема  емкостным дискретным уровнемером в процессе исследовани  пласта; на фиг. 3 - диаграммы, регистрируемые емкостным дискретным уровнемером при калибровке его по воде и нефти; на фиг. 4 - те же диаграммы в комплексе с диаграммами изменени  давлени  при исследовании водо- насыщенного (а, б), нефтенасыщенного (в, г) И газонасыщенного (д, е) пластов; на фиг. 5 - диаграммы аппробации емкостного дискретного уровнемера в скважинных услови х.FIG. a, b, c shows a device for hydrodynamic research of layers, a general view; in fig. 2 is a diagram recorded by a capacitive discrete level gauge during a formation examination; in fig. 3 - diagrams recorded by a capacitive discrete level gauge when calibrating it with water and oil; in fig. 4 - the same diagrams in combination with diagrams of pressure change in the study of water saturated (a, b), oil saturated (c, d) and gas saturated (e, f) formations; in fig. 5 - diagrams of approbation of a capacitive discrete level gauge in downhole conditions.

Устройство (фиг. 1а) включает корпус 1, герметизирующий бащмак 2, прижимную систему 3, подвижный шток 4 с входным 5, выходным 6 и дополните. ьным выходным. 7 клапанами, пробоприемиик 8, в котором размещены датчик притока флюида в виде емкостного дискретного уровнемера 9 и датчик 10 давлени , канал И с входными и выходными патрубками дл  перемещени  флюида и выравнивани  давлений в пробопри- емнике 8 и пробосборнике 3, калиброванный зазор 13 дл  перемещени  жидких фаз пробы. Выходной патрубок канала установлен между выходными клапанами.The device (Fig. 1a) includes a housing 1, sealing bashmak 2, a clamping system 3, a movable rod 4 with an input 5, an output 6 and supplement. on weekends. 7 valves, probe 8, in which a fluid flow sensor is placed in the form of a capacitive discrete level gauge 9 and pressure sensor 10, channel I with inlet and outlet nozzles to move the fluid and equalize the pressures in the receiver 8 and the sampler 3, calibrated clearance 13 to move liquid phase samples. The outlet of the channel is installed between the outlet valves.

Устройство работает следующим образомThe device works as follows

После достижени  интервала исследовани  устройство (см. фиг. 5, а) прижимаетс  герметизирующим башмаком 2 и прижимной системой 3 к стенке скважины, при этом шток 4 с клапанами 5-7 перемещаетс  вверх, входной клапан 5 сообщает посредством канала 11 отверстие стока башмака с полостью пробоприемника 8 (фиг. 56).. Поступление флюида в пробоприемник 8 контролируетс  емкостным дискретным уровнемером 9 и датчиком 10 давлени . После восстановлени  пластового давлени  шток 4 опускаетс , канал 11 разобщаетс  с отверстием стока бащмака 2 и пробоприемник 8 посредством выходного клапана 7 и канала 11 сообщаетс  с пробосборником 12 (фиг. 5в), при этом газ перемещаетс  в пробосборник и выравнивает давление в пробоприемнике и пробосборнике. Перемещение газа и выравнивание давлени  контролируетс  по датчику 10 давлени . При дальнейшем опускании штока 4, выходной клапан 6 открываетс  и жидка  часть пробы через калиброванный зазор 13 перемещаетс  из пробоприемника в пробосбориик и устройство возвращаетс  в исходное положение.After reaching the test interval, the device (see Fig. 5, a) is pressed by the sealing shoe 2 and the presser system 3 against the borehole wall, while the stem 4 with valves 5-7 moves upward, the inlet valve 5 communicates via the channel 11 the shoe outlet hole with a cavity sampler 8 (Fig. 56). The flow of fluid into the sample receiver 8 is monitored by a capacitive discrete level gauge 9 and a pressure sensor 10. After the reservoir pressure has been restored, the rod 4 is lowered, the channel 11 is uncoupled with the drain hole of the base 2 and the sample receiver 8 via the outlet valve 7 and channel 11 communicates with the sample box 12 (Fig. 5c), while the gas moves to the sample box and equalizes the pressure in the sample receiver and the sample box. Gas movement and pressure equalization is monitored by pressure sensor 10. Upon further lowering of the stem 4, the outlet valve 6 opens and the liquid portion of the sample through the calibrated gap 13 moves from the sampler to the sampler and the device returns to its original position.

На диаграмме (фиг. 1) участок а соответствует стандартсигналу, участки Ь, с, d.In the diagram (Fig. 1), section a corresponds to the standard signal, sections b, c, d.

е I - заполнению пробоприемника, участок g - переходу от режима отбора пробы- к режиму перемещени  м идкости в пробосборник , участки /г, i, 7, k, I - перемещению жидкости из пробоприемника в пробосбор- ник. Участки с, е, i, k с посто нным значением напр жени  соответствуют нечувствительным элементам уровнемера, участки Ь, d, f, h, I, I показывают изменение напр - жени  при отборе и перемещении жидкости в пробосборник, фиксируемые чувствительными элементами, а величина соответствующих им напр жений t/i, Ui-t/i, t/a-1/2 характеризует состав жидкости. Величины отрезков времени , 2-i, , , 5 5-/4 соответствуют времени заполнени  чередующихс  чувствительных и нечувствительных элементов уровнемера и характеризуют дебит флюидов. Отрезки времени , ts-tj, tg-tB, , соответству- 0 ют времени перемещени  жидкости из пробоприемника в пробосборник в интервалах расположени  тех же элементов уровнемера и характеризуют в зкость жидких фаз флюида .e I - filling of the sample receiver, part g - transition from sampling mode to transferring liquid to the sampler, parts / g, i, 7, k, I - moving liquid from the sampler to the sampler. Areas c, e, i, k with a constant voltage value correspond to the insensitive elements of the level gauge; areas b, d, f, h, I, I show the change in voltage during the selection and movement of the liquid to the sampler fixed by the sensitive elements, and the magnitude the corresponding stresses t / i, Ui-t / i, t / a-1/2 characterize the composition of the liquid. The magnitudes of the time intervals, 2-i,,, 5 5- / 4, correspond to the filling time of alternating sensitive and insensitive elements of the level gauge and characterize the flow rate of the fluids. The time intervals, ts-tj, tg-tB, correspond to the time of liquid transfer from the sample receiver to the sampler at intervals of the same elements of the level gauge and characterize the viscosity of the liquid phases of the fluid.

Насыщенность и объемное содержание 5 пластовых флюидов определ ют следующим образом. Если напр жение ljz-U-2 и.приближаетс  к максимальному значению, определ емому при калибровке датчика по воде (фиг. 2) - пласт водойа- сыщенный (фиг. За). Объем воды определ ют по количеству заполненных уровней. Если напр жение У|, L/2-t/i, (У. и приближаетс  к минимальному значению, определ емому при калибровке датчика по неф ти (фиг. 2) - пласт нефтенасыщенный (фиг. 36). Объем фильтрата, смеси и нефти определ етс  соответственно количеством уровней при перемещении жидкости из пробоприемника в пробосборник, а объемное содержание нефти смеси определ етс  по зависимости выходного напр жени  уровне- 40 мера от содержани  нефти и воды Если напр жение на любом участке уровнемера не измен етс , а давление в пробопр,иемнике повышаетс  - пласт газонасыщенньш (фиг. Зс, е). Объем фильтрата при этом определ етс  количеством заполненных уров- ней а объем газа по известной формуле (1):The saturation and volumetric content of 5 formation fluids are determined as follows. If the voltage ljz-U-2 and. Approaches the maximum value determined when calibrating the sensor for water (Fig. 2), the water column is saturated (Fig. 3a). The volume of water is determined by the number of filled levels. If the voltage U |, L / 2-t / i, (U. and approaches the minimum value determined when calibrating the sensor on oil (Fig. 2), the oil-saturated layer (Fig. 36). The filtrate volume, the mixture and oil is determined according to the number of levels when the liquid is transferred from the sampler to the sampler, and the volumetric oil content of the mixture is determined by the dependence of the output voltage level - 40 measure on the oil and water content. If the voltage at any part of the level gauge does not change, and the sample pressure , in the land of the boom, the reservoir is gas-saturated ( Fig. 3c, e). The volume of the filtrate is determined by the number of filled levels and the volume of gas by the known formula (1):

Vr (У„ -l/«)-(ftj,-Pn ). рде у - объем пробоприемника;Vr (At „-l /«) - (ftj, -Pn). rdey is the volume of the sample receiver;

ц объем фильтрата в пробоприемнике;C is the volume of filtrate in the sampler;

Р|и пластовое давление; р давление в пробоприемнике в на- чале отбора пробы. P | and reservoir pressure; p is the pressure in the sampler at the beginning of the sampling.

Результаты испытани  емкостного дискретного уровнемера, установленного в про- боприемнике опробовател  пластов, под- гверждают возможность выделени  водона- сыщенного (фиг. 4а), иефтенасыщенного (фиг. 46) и газонасыщенного (фиг. 40) коллекторов .The results of the testing of a capacitive discrete level gauge installed in the tester of the reservoir tester confirm the possibility of separating the water-saturated (Fig. 4a), and the oil-saturated (Fig. 46) and gas-saturated (Fig. 40) collectors.

30thirty

3535

Использование предлагаемого устройства дл  гидродинамических исследований плас- тов по сравнению с известными позвсха ет определить текущие параметры притока пластовых флюидов: состав, объемное со- держание, дебит жидких и газообразных компонентов непосредственно в процессе исследовани  в скважинных услови х при повышении точности определени  этих параметров , а также в зкости флюидов и фильтрационных свойств пласта, создает возможность определени  фазовой проницаемости и значительно повышает достоверность и надежность выделени  нефтегазонасыщен- ных коллекторов за счет получени  и комплексного применени  новых и известных параметров.The use of the proposed device for hydrodynamic studies of the plates compared to the known ones allows one to determine the current parameters of the inflow of formation fluids: composition, volumetric content, flow rate of liquid and gaseous components directly in the research process under borehole conditions with increasing accuracy of determining these parameters, and also viscosity fluids and filtration properties of the reservoir, creates the possibility of determining the phase permeability and significantly increases the reliability and reliability of the selected GOVERNMENTAL neftegazonasyschen- collectors due to the complex preparation and use of novel and known parameters.

Одновременно значительно повышаетс  производительность исследований за счет сокращени  материальных затрат и значительной части времени на проведение спуско-подъемных операций прибора в скважине и количества лабораторных исстедова- ний. -Тем самым повышаетс  экономичесAt the same time, the productivity of research is significantly improved by reducing material costs and a significant part of the time required for the launching and lifting operations of the device in the well and the number of laboratory tests. -That most economically

ка  и геологическа  эффективность гидродинамических исследований и геологоразведочных работ в целом.ka and geological efficiency of hydrodynamic studies and exploration in general.

Claims (1)

Формула изобретени Invention Formula Устройство дл  гидродинамических иссле. дований пластов, содержащее корпус и размещенные в нем пробоприемник и пробо- сборник, шток с входным и выходным клапанами и каналом с входным и выходным патрубками дл  сообщени  с полост ми пробо- приемника и пробосборника, датчик давлени  и датчик притока флюида, прижимную систему и герметизирующий бащмак, установленные на корпусе, отличающеес  тем, что, с целью повышени  точности исследований , оно снабжено установленным на щто- ке дополнительным выходным клапаном, причем выходной патрубок канала установлен между выходными клапанами, а датчик притока флюида выполнен в виде емкостного дискретного уровнемера, установленного внутри пробоприемника.Device for hydrodynamic research. formations, comprising a housing and a sampling receiver and a sampling container located therein, a rod with inlet and outlet valves and a channel with inlet and outlet nozzles for communicating with the cavities of the sampler and sampler, a pressure sensor and a fluid flow sensor, a pressure system and a sealing bashmak mounted on the housing, characterized in that, in order to improve the accuracy of research, it is equipped with an additional outlet valve mounted on the flap, with the outlet nozzle of the channel being installed between the outlet valves and, and the flow sensor of the fluid is made in the form of a capacitive discrete level gauge installed inside the sample receiver. оabout to ii г 3 5 Фиг. 2to ii g 3 5 FIG. 2 JJ г и,g and 77 п P иand LL-ZLL-Z рR РП/}RP /} и,and, РЛП ОRLP O SDdaSda ZZ ffoda tffoda t ТT нефтьoil Фиг. 4FIG. four иand ВодаWater ПP /У-- П8,Вм/ W-- P8, Vm аbut Ц ильтрат Смесь фильш- нефть ратаине(ргC iltrat Felsh mixture - oil rataine (wg Шильтрат газShiltrat gas /У-- П8,Вм/ W-- P8, Vm аbut ,1м,1m
SU884428208A 1988-05-19 1988-05-19 Device for hydrodynamic testing of formations SU1596101A1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU884428208A SU1596101A1 (en) 1988-05-19 1988-05-19 Device for hydrodynamic testing of formations

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU884428208A SU1596101A1 (en) 1988-05-19 1988-05-19 Device for hydrodynamic testing of formations

Publications (1)

Publication Number Publication Date
SU1596101A1 true SU1596101A1 (en) 1990-09-30

Family

ID=21376226

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU884428208A SU1596101A1 (en) 1988-05-19 1988-05-19 Device for hydrodynamic testing of formations

Country Status (1)

Country Link
SU (1) SU1596101A1 (en)

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Авторское свидетельство СССР № 600293, кл. Е 21 В 49/00, 1975. *

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0697502B1 (en) Downhole tool for determination of formation properties
US4936139A (en) Down hole method for determination of formation properties
US4860580A (en) Formation testing apparatus and method
US9938826B2 (en) Non-invasive compressibility and in situ density testing of a fluid sample in a sealed chamber
US7363972B2 (en) Method and apparatus for well testing
US5587525A (en) Formation fluid flow rate determination method and apparatus for electric wireline formation testing tools
US4253327A (en) Method and apparatus for measuring rock permeability at elevated pressures and temperature
CA1253012A (en) Method for estimating porosity and/or permeability
US4282750A (en) Process for measuring the formation water pressure within an oil layer in a dipping reservoir
SU1596101A1 (en) Device for hydrodynamic testing of formations
RU2748021C1 (en) Method for creating residual water saturation on a weakly cemented core for conducting flow studies
SU1677289A1 (en) Device for reservoir hydrodynamic testing
SU622971A1 (en) Device for hydrodynamic investigations of seam
US3233453A (en) Drill stem testing methods
US4348897A (en) Method and device for determining the transmissibility of a fluid-conducting borehole layer
SU1065589A1 (en) Method of sampling formation fluid
SU1162960A1 (en) Method and apparatus for hydrodynamic testing of formation with cable probes
SU941561A1 (en) Method of measuring the factor of driving-out of oil and gas from collector rock
SU1763646A1 (en) Bed tester
SU825892A1 (en) Device for taking samples and hydrodynamic testing of formations
SU964124A1 (en) Method of investigating formations in uncased wells
GB2121084A (en) Well testing apparatus
SU1312163A1 (en) Method of hydrodynamic studies in wells
SU796390A1 (en) Apparatus for measuring the volumetric charges in hardening compositions
SU692993A1 (en) Downhole remote meter of formation fluid parameters