RU2379505C1 - Аппарат пакерный на кабеле и способ гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин и отбора проб - Google Patents
Аппарат пакерный на кабеле и способ гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин и отбора проб Download PDFInfo
- Publication number
- RU2379505C1 RU2379505C1 RU2008134795/03A RU2008134795A RU2379505C1 RU 2379505 C1 RU2379505 C1 RU 2379505C1 RU 2008134795/03 A RU2008134795/03 A RU 2008134795/03A RU 2008134795 A RU2008134795 A RU 2008134795A RU 2379505 C1 RU2379505 C1 RU 2379505C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- reservoir
- packer
- fluid
- temperature
- Prior art date
Links
- 238000005070 sampling Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 11
- 238000011160 research Methods 0.000 title claims description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 52
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 34
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 8
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 244000273618 Sphenoclea zeylanica Species 0.000 description 4
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 241000238366 Cephalopoda Species 0.000 description 1
- 238000001354 calcination Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин и отбора пластовых проб. Технический результат: повышение надежности работы устройства, получение качественных проб пластовых флюидов. Аппарат снабжен насосом (3), пробоотборником (6) с дифференциальным поршнем (7), пробосборниками (13), датчиками давления (29, 30), расположенными над и под пакерным модулем и датчиком давления 31, расположенным в вертикальном канале (19), в котором дополнительно размещены резистивиметр (32), влагомер (33), датчик температуры (34). Определяют герметичность пакеровки путем контролирования давления над и под пакером, производят закачивание жидкости из пласта несколько раз, осуществляя измерение давления, температуры, определение наличия воды и углеводородов в закаченной 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. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 3 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин и отбора пластовых проб.
Известно устройство отбора пробы пластового флюида из слоя пласта, содержащее пробоотборник, несколько контейнеров для проб флюидов, систему каналов, систему для выпуска флюидов и их подачи в контейнеры для проб, верхний и нижний пакеры (WO 02057598, МПК Е21В 49/08, опубл. 29.04.2004).
Известно устройство для вызова притока пластового флюида, содержащее корпус с выполненными в нем радиальными каналами, установленный в полости корпуса насос с блоком регистрирующих приборов, обратный клапан и пакер (п. РФ №2015317, МПК Е21В 49/00, опубл. 1994.06.30).
Известен способ обработки прискважинной зоны пласта, включающий испытание пласта путем герметизации интервала перфорации пласта, вызова притока, восстановления пластового давления с контролем текущих давлений и определением гидродинамических параметров пласта (п. РФ №2123591, МПК Е21В 49/00, Е21В 43/25, Е21В 43/24, опубл. 1998.12.20).
Наиболее близким техническим решением является устройство гидродинамических исследований и испытаний скважин, содержащее пакерующее устройство с резиновыми элементами, герметичным пробоотборником и дистанционными датчиками давления для контроля всего процесса гидродинамических испытаний, содержит геофизический кабель, электрогидромеханический привод (п. РФ №2199009, МПК Е21В 49/00, опубл. 2003.02.20).
Известное устройство находит применение в способе гидродинамических исследований и испытаний скважин, при котором в скважину на геофизическом кабеле опускают устройство с дистанционным управлением процессами пакеровки, притока флюида, восстановления давления в подпакерной или межпакерной зоне и последующей автоматической распакеровкой.
Однако известное техническое решение обладает следующими недостатками:
- за один спуск берется всего одна проба пласта, т.к. нет механизма для повторного взятия проб;
- качество взятых проб из пласта невысокое, т.к. в них будут присутствовать рабочие агенты при бурении (глинистый раствор и др.), находящиеся в зоне кальматации пласта, из первой порции жидкости;
- отсутствует контроль за качеством изоляции интервала пласта пакерующим элементом в процессе исследования и отбора проб, т.к. манометр, расположенный под пакером, не сообщен с внешней средой;
- наличие множества срезных элементов снижает надежность работы устройства.
Задачей изобретения является повышение точности исследования гидродинамических характеристик пластов нефтяных скважин и повышения качества отбираемых проб пластовых флюидов на разных глубинах скважины за счет исключения влияния скважинной жидкости на результаты исследования и отбора проб.
Техническим результатом является повышение надежности работы устройства, получение качественных проб пластовых флюидов, снижение трудоемкости процесса исследования пласта и отбора проб, а также снижение энергозатрат, сокращение времени исследования пласта.
Технический результат достигается тем, что в аппарате пакерном на кабеле, содержащем полый шток с возможностью вертикального перемещения с электроприводом, выдвижную тягу с золотниковым узлом, жестко связанную со штоком, толкатель, прикрепленный к штоку, пробоотборник, пакерный модуль, состоящий из верхнего и нижнего пакеров, каждый из которых состоит из неподвижного и подвижного фланцев с резиновыми манжетами, датчик давления, расположенный над пакерным модулем, вертикальный канал, соединяющий прискважинную зону с пробоотборником, в котором расположен датчик давления с возможностью контроля динамики изменения давления в пласте, панель управления и принятия информации, соединенную с аппаратом через кабель, новым является то, что аппарат дополнительно снабжен насосом, установленным в полости штока, пробосборниками, соединенными через золотниковый узел с радиальными каналами, датчиками давления, расположенными под пакерным модулем и в вертикальном канале, в котором дополнительно размещены датчик температуры, влагомер и резистивиметр, при этом пробоотборник снабжен дифференциальным поршнем.
Количество пробосборников соответствует количеству измеряемых участков пласта.
Аппарат дополнительно снабжен узлом аварийного срыва, состоящим из кожуха, двух срезных шайб, упора, канала узла аварийного срыва, гидроусилителя и поршня.
Резиновые манжеты пакерного модуля выполнены с различными показателями твердости и упругости.
В способе гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин и отбора проб, включающем спуск аппарата в скважину, пакеровку, вызов притока флюидов, контроль давления в межпакерной зоне, взятие пробы жидкости пласта и последующую распакеровку, передачу и запись показаний с датчиков на панель управления, новым является то, что 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 закаченной жидкости из изолированного пластового пространства в межпакерной зоне, на основании данных измерений давления и температуры делают вывод о динамике перемещения пластовых флюидов в скважине, а на основании данных 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, при этом закачивание жидкости в межпакерную зону осуществляют при постоянном контроле герметичности посадки пакера и контроле температуры и давления в межпакерной зоне.
Заявленный аппарат представлен на фиг.1 (общий вид).
На фиг.2 показана работа аппарата.
На фиг.3 представлен узел аварийного срыва аппарата.
Аппарат (см. фиг.1) состоит из корпуса 1, в котором подвижно расположен полый шток 2 с вмонтированным в него насосом 3, имеющим всасывающий канал 4 и нагнетающий канал 5, пробоотборника 6 с дифференциальным поршнем 7, связанным через канал 8 со скважиной, выдвижной тяги 9 с золотниковым узлом, состоящим из верхнего золотника 10 и нижнего золотника 11, жестко связанной с полым штоком 2, радиальных каналов 12, сообщенных через нижний золотник 11 с соответствующим пробосборником 13, представляющий камеру, где давление выше атмосферного, но ниже скважинного, пакерного модуля, состоящего из двух пакеров, каждый из которых состоит из неподвижного фланца 14 и подвижного фланца 15, между которыми расположены две резиновые манжеты 16 (с мягкой твердостью) и 17 (с жесткой твердостью), толкателя 18, прикрепленного к полому штоку 2, вертикального канала 19 в корпусе 1, соединяющего через верхний золотник 10 пробоотборник 6 со скважиной, электропривода 20 с винтом 21, датчика перемещения винта 22, аварийного узла, состоящего из кожуха 23, срезной шайбы 24, упора 25, канала аварийного узла 26, соединенного с гидроусилителем 27, срезной шайбы 28, системой датчиков: датчиков давления 29, 30, расположенных соответственно над и под пакерным модулем, датчика давления 31, расположенного в вертикальном канале 19, там же расположены резистивиметр 32, влагомер 33, датчик температуры 34, геофизического кабеля 35, являющего токоведущим и грузонесущим элементом прибора, обратного клапана 36, расположенного на нагнетательном насосе 5, панели управления и принятия информации 37, соединенной с аппаратом через геофизический кабель 35.
Аппарат работает следующим образом (см. фиг.2).
Аппарат опускается на геофизическом кабеле 35 в скважину до кровли исследуемого пласта. На панели управления и принятия информации 37 записываются показания всех датчиков давления 29, 30 и 31, температуры 34, влагомера 33 и резистивиметра 32. Далее для закрепления пакерного модуля на стенке скважины (породе пласта) подается ток прямой полярности на электропривод 20, винт 21 перемещается вверх, вместе с ним вверх перемещается полый шток 2 с толкателем 18, подвижный фланец 15 под действием толкателя 18 сжимает резиновые манжеты 16 (с мягкой твердостью) и 17 (с жесткой твердостью), ограниченные неподвижным фланцем 14, резиновые манжеты 16 (с мягкой твердостью) и 17 (с жесткой твердостью) деформируются и увеличиваются в поперечном сечении и достигают стенки скважины (породы пласта) и герметично изолируют кольцевое пространство Б между корпусом 1, стволом скважины и пакерным модулем, точно также деформируются манжеты верхнего пакера. При посадке пакерного модуля выдвижная тяга 9 перемещается вверх вместе с полым штоком 2, золотник 10 открывает вертикальный канал 19, полость А пробоотборника 6, где давление атмосферное или ниже пластового давления, сообщается с изолированным кольцевым пространством скважины, под действием гидростатического давления пласта глинистая корка, образованная на породе, разрушается и пластовая жидкость устремляется в полость А пробоотборника 6. Дифференциальный поршень 7, связанный через канал 8 со скважиной, под действием пластового давления перемещается вверх, датчик давления 31 измеряет давление при заполнении камеры А и передает на панель управления и приема информации 37. Далее включается насос 3 с всасывающим 4 и нагнетающим 5 каналами и откачивает жидкость через полость А пробоотборника 6 из изолированного кольцевого пространства Б, далее флюиды, находящиеся в призабойной зоне, поступают из пласта в скважину выше пакерного модуля. По мере откачки жидкости гидростатическое давление в призабойной зоне уменьшается, и начинают поступать флюиды из более отдаленных участков пласта, т.е. из некальматированной зоны, где состав флюидов и гидродинамические параметры соответствуют истинным показателям пласта. После откачки определенного количества жидкости из пласта насос 3 отключается, обратный клапан 36 исключает переток жидкости из скважины в полость А, и снимаются все показания датчиков давления 29, 30 и 31, температуры 34, влагомера 33 и резистивиметра 32. По их показаниям до и после откачки насосом 3 жидкости из пласта определяется динамика в перемещении пластовых флюидов к скважине и качество (состав флюидов) отбора проб.
Если есть положительная динамика показателей, то проба отбирается в пробосборник 13. Для этого на электропривод подается ток обратной полярности, винт 21 перемещается вниз, при этом полый шток 2 вместе с толкателем 18 и выдвижной тягой 9 перемещается вниз, верхний золотник 10 закрывает вертикальный канал 19, а нижний золотник 11 открывает один радиальный канал 12 соответствующему пробосборнику 13 (по показаниям датчика 22), и пластовая жидкость, находящаяся в полости А пробоотборника 6, заполняет пробосборник 13. Т.к. гидростатическое давление в скважине через канал 8 действует на дифференциальный поршень 7, он перемещается до крайнего нижнего положения, и давление в пробосборнике 13 будет таким же, как в исследуемом пласте. Одновременно при движении толкателя 18 подвижный фланец 15 тоже перемещается вниз, резиновые манжеты 16 (с мягкой твердостью) и 17 (с жесткой твердостью) уменьшаются в сечении, принимают исходное положение, и пакерный модуль срывается со стенок скважины (породы пласта).
Для исследования и взятия пробы со следующего участка пласта аппарат опускается вниз на расстояние h и снова сажается. Далее все операции повторяются.
Какое количество пробосборников монтировано в аппарат, столько участков пласта, по интервально равных шагу h, исследуются, и производится отбор проб.
Обеспечение герметичной посадки пакерного модуля на ствол скважины при разных диаметрах скважины в диапазоне до 10 мм обеспечивается за счет наличия на верхнем и нижнем пакерах пакерного модуля резиновых манжет 16 (с мягкой твердостью) и 17 (с жесткой твердостью).
Работа узла аварийного срыва (см. фиг.3).
В случае отказа электропривода 20 или замыкания геофизического кабеля 35 срыв пакеров с породы осуществляется следующим образом. С устья путем натяжения геофизического кабеля 35 создается нагрузка на кожух 23 порядка 3-3,5 т, при этом срезная шайба 24 разрушается, кожух 23 перемещается вверх относительно электропривода 20 до упора 25, канал 26 аварийного узла открывается и сообщается со скважинной жидкостью, гидростатическое давление которой передается на гидроусилитель 27, срезная шайба 28 разрушается, полый шток 2 перемещается вниз вместе с толкателем 18 и подвижным фланцем 15, резиновые манжеты 16, 17 уменьшаются в сечении и принимают первоначальное положение и, таким образом, отходят от стенки скважины и освобождают аппарат, который поднимается наверх с помощью геофизического кабеля 35.
Работа датчиков давления 29, 30 и 31.
Датчики давления 29 и 30, расположенные соответственно над и под пакерным модулем, служат для контроля герметичности посадки пакерного модуля и проверки наличия гидравлической связи изолированного участка пласта со скважинной жидкостью. В случае герметичной посадки пакерного модуля и отсутствия гидравлической связи изолированного участка пласта со скважиной, в процессе откачки пластовой жидкости насосом 3 с помощью всасывающего и нагнетающего каналов 4 и 5 давление в скважине будет повышаться, что будет фиксировать датчик давления 29, а показание датчика давления 30, расположенного под пакерным модулем, будет постоянным. В случаях, когда верхний пакер пакерного модуля посажен негерметично или имеется гидравлическая связь через трещины породы над модульным пространством скважины, давление над пакерным модулем не будет повышаться, что покажет датчик давления 29, т.е. жидкость, находящаяся в скважине над пакерным модулем, будет циркулировать через изолированное кольцевое пространство Б и насос 3 в скважину. Если есть гидравлическая связь изолированного кольцевого пространства Б со скважинной жидкостью, находящейся под пакерным модулем, и нижний пакер пакерного модуля посажен негерметично, то давление в скважине под пакерным модулем будет уменьшаться, что покажет датчик 30, а датчик 29 покажет повышение давления в скважине над пакерным модулем. Датчик давления 31, расположенный в вертикальном канале 19, будет показывать пластовое давление и динамику его падения и восстановления при исследовании и отборе проб.
Работа резиновых манжет 16 (с мягкой твердостью) и 17 (с жесткой твердостью).
Поскольку оба пакера пакерного модуля работают одновременно при движении полого штока 2 при наличии каверн, а также разности диаметра ствола пробуренной породы, на который плотно сажаются резиновые манжеты 16 (с мягкой твердостью) и 17 (с жесткой твердостью), наличие резиновой манжеты 17 (с жесткой твердостью) обеспечивает дополнительное перемещение полого штока 2, сжатие резиновой манжеты 16 (с мягкой твердостью) наоборот приводит к герметичной посадке пакерного модуля.
Способ, реализуемый данным аппаратом, осуществляется следующим образом.
Аппарат опускают на геофизическом кабеле 35 в скважину до кровли исследуемого пласта, осуществляя запись показаний со всех датчиков давления 29, 30, 31, температуры 34, влагомера 33 и резистивиметра 32 с последующей передачей их на панель управления и принятия информации 37. Производят пакеровку, закрепляют пакерный модуль на стенке скважины, герметично изолируя кольцевое пространство между стволом скважины и пакерным модулем. Закачивают жидкость из изолированного кольцевого пространства. При этом ведут постоянный контроль давления над и под пакерным модулем с целью контроля герметичности пакерного модуля. После закачивания небольшого количества жидкости из пласта измеряют давление в межпакерной зоне, а также температуру, наличие воды и углеводородов. Этот процесс повторяют несколько раз, до тех пор, пока не появится положительная динамика показаний. На основе измерений давления и температуры до и после закачивания насосом жидкости из пласта в изолированном кольцевом пространстве делают вывод о динамике перемещения пластовых флюидов в скважине, т.е. о гидродинамических свойствах пласта. На основе измерений количества жидкости в пласте и содержания в ней углеводородов в изолированном кольцевом пространстве делают вывод о качестве (составе флюидов) отбора проб. При положительной динамике этих показателей пробу отбирают в пробосборник. Далее производят распакеровку и срыв пакерного модуля со стенки скважины.
Представленное изобретение позволяет обеспечить высокоэффективное исследование пласта и взятие проб путем исключения влияния скважинной жидкости на результаты исследования пласта, что достигается оснащением аппарата насосом для откачки кальматированной жидкости из пласта и пакерным модулем для изоляции исследуемого участка.
Качество изоляции исследуемого пласта контролируется датчиками давления, расположенными над и под пакерным модулем, характеристики пласта определяются датчиком давления, расположенным в канале отбора проб (вертикальном канале) в межпакерном пространстве. Качество отбора проб контролируется наличием датчиков влагомера и резистивиметра в канале отбора проб.
Заявляемый аппарат пакерный на кабеле позволяет замерять пластовое давление на различных глубинах, производить оценку подвижности пластового флюида и проницаемости по анализу кривых падения и восстановления давления, производить отбор высококачественных проб пластовых флюидов, определять анизотропию проницаемости коллектора.
Экономический эффект выражается сокращением затрат и времени на исследование за счет большого количества информации за один спуск аппарата.
Claims (5)
1. Аппарат пакерный на кабеле, содержащий полый шток с возможностью вертикального перемещения с электроприводом, выдвижную тягу с золотниковым узлом, жестко связанную со штоком, толкатель, прикрепленный к штоку, пробоотборник, пакерный модуль, состоящий из верхнего и нижнего пакеров, каждый из которых состоит из неподвижного и подвижного фланцев с резиновыми манжетами, датчик давления, расположенный над пакерным модулем, вертикальный канал, соединяющий прискважинную зону с пробоотборником, в котором расположен датчик давления с возможностью контроля динамики изменения давления в пласте, отличающийся тем, что аппарат дополнительно снабжен насосом, установленным в полости штока, пробосборниками, соединенными через золотниковый узел с радиальными каналами, датчиками давления, расположенными под пакерным модулем и в вертикальном канале, в котором дополнительно размещены датчик температуры, влагомер и резистивиметр, при этом пробоотборник снабжен дифференциальным поршнем.
2. Аппарат по п.1, отличающийся тем, что количество пробосборников соответствует количеству измеряемых участков пласта.
3. Аппарат по п.1, отличающийся тем, что аппарат дополнительно снабжен узлом аварийного срыва, состоящим из кожуха, двух срезных шайб, упора, канала узла аварийного срыва и гидроусилителя.
4. Аппарат по п.1, отличающийся тем, что резиновые манжеты пакерного модуля выполнены с различными показателями твердости и упругости.
5. Способ гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин и отбора проб, включающий спуск аппарата в скважину, пакеровку, вызов притока флюидов, контроль давления в межпакерной зоне, взятие пробы жидкости пласта и последующую распакеровку, передачу и запись показаний с датчиков на панель управления, отличающийся тем, что 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 закаченной жидкости из изолированного пластового пространства в межпакерной зоне, на основании данных измерений давления и температуры делают вывод о динамике перемещения пластовых флюидов в скважине, а на основании данных 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, при этом закачивание жидкости в межпакерную зону осуществляют при постоянном контроле герметичности посадки пакера и контроле температуры и давления в межпакерной зоне.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008134795/03A RU2379505C1 (ru) | 2008-08-22 | 2008-08-22 | Аппарат пакерный на кабеле и способ гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин и отбора проб |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008134795/03A RU2379505C1 (ru) | 2008-08-22 | 2008-08-22 | Аппарат пакерный на кабеле и способ гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин и отбора проб |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2379505C1 true RU2379505C1 (ru) | 2010-01-20 |
Family
ID=42120827
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008134795/03A RU2379505C1 (ru) | 2008-08-22 | 2008-08-22 | Аппарат пакерный на кабеле и способ гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин и отбора проб |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2379505C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2500879C2 (ru) * | 2011-03-11 | 2013-12-10 | Олег Марсович Гарипов | Пакер гарипова с электронным измерительным прибором (варианты) и способ для его реализации |
| CN111502655A (zh) * | 2020-05-11 | 2020-08-07 | 西安海特电子仪器有限责任公司 | 一种油井取样器 |
| RU2812492C1 (ru) * | 2023-03-21 | 2024-01-30 | Акционерное общество Научно-производственное предприятие Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин (АО НПП "ВНИИГИС") | Аппаратура для гидродинамического каротажа скважин и отбора проб |
-
2008
- 2008-08-22 RU RU2008134795/03A patent/RU2379505C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2500879C2 (ru) * | 2011-03-11 | 2013-12-10 | Олег Марсович Гарипов | Пакер гарипова с электронным измерительным прибором (варианты) и способ для его реализации |
| CN111502655A (zh) * | 2020-05-11 | 2020-08-07 | 西安海特电子仪器有限责任公司 | 一种油井取样器 |
| RU2812492C1 (ru) * | 2023-03-21 | 2024-01-30 | Акционерное общество Научно-производственное предприятие Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин (АО НПП "ВНИИГИС") | Аппаратура для гидродинамического каротажа скважин и отбора проб |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5095745A (en) | Method and apparatus for testing subsurface formations | |
| US7124819B2 (en) | Downhole fluid pumping apparatus and method | |
| RU2349751C2 (ru) | Способ и устройство для контроля качества откачки флюида с помощью анализа скорости притока флюида из породы | |
| US6986282B2 (en) | Method and apparatus for determining downhole pressures during a drilling operation | |
| US4936139A (en) | Down hole method for determination of formation properties | |
| US5230244A (en) | Formation flush pump system for use in a wireline formation test tool | |
| US4860581A (en) | Down hole tool for determination of formation properties | |
| US3254531A (en) | Formation fluid sampling method | |
| RU2753911C2 (ru) | Инструмент для оценки in-situ качества грунтового водоносного пласта и расхода | |
| CN1826455B (zh) | 改进的泡点压力井下pv测试 | |
| NO343465B1 (no) | Testing av berggrunnen rundt et borehull med en formasjonstester på en borestreng | |
| US3107729A (en) | Apparatus for drill stem testing | |
| US8408296B2 (en) | Methods for borehole measurements of fracturing pressures | |
| US8708042B2 (en) | Apparatus and method for valve actuation | |
| NO344199B1 (no) | Apparater og fremgangsmåter for måling av egenskaper til en formasjon | |
| CN104594889A (zh) | 一种准确测定油井剩余油储集位置的装置及其方法 | |
| NO333727B1 (no) | Anordninger og fremgangsmater for formasjonstesting ved trykkmaling i et isolert, variabelt volum | |
| US3673864A (en) | Methods and apparatus for detecting the entry of formation gases into a well bore | |
| US4222438A (en) | Reservoir fluid sampling method and apparatus | |
| US10287879B2 (en) | Systems and methods for downhole fluid analysis | |
| NO327286B1 (no) | Fremgangsmate og apparat for testing av en formasjonsfluidprove innhentet fra en geologisk formasjon gjennomboret av en bronn | |
| RU2379505C1 (ru) | Аппарат пакерный на кабеле и способ гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин и отбора проб | |
| RU2589016C1 (ru) | Способ определения герметичности скважинного оборудования при одновременно-раздельной добыче жидкостей из скважины штанговым и электроцентробежным насосом | |
| US3911740A (en) | Method of and apparatus for measuring properties of drilling mud in an underwater well | |
| RU2268988C2 (ru) | Универсальный пакер для опрессовки и исследования колонн |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190823 |