CN101065556A - 存储能量并增大压力以对井下流体样品增压的方法和装置 - Google Patents
存储能量并增大压力以对井下流体样品增压的方法和装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN101065556A CN101065556A CN200580040082.1A CN200580040082A CN101065556A CN 101065556 A CN101065556 A CN 101065556A CN 200580040082 A CN200580040082 A CN 200580040082A CN 101065556 A CN101065556 A CN 101065556A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- sample
- pressure
- energy storage
- chamber
- piston
- Prior art date
- Legal status (The legal status 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 status listed.)
- Granted
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 101
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 claims abstract description 125
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims abstract description 58
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 56
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 42
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 6
- 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 196
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 49
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 14
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 11
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 6
- 239000013077 target material Substances 0.000 description 6
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 2
- 239000011232 storage material Substances 0.000 description 2
- 238000006957 Michael reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000007701 flash-distillation Methods 0.000 description 1
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000011155 quantitative monitoring Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000004083 survival effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000032258 transport Effects 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
- E21B49/082—Wire-line fluid samplers
-
- 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
- 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)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
Abstract
一种将能量存储于能量存储腔中能量存储介质的方法和装置。随着取样工具下降到井筒中，能量存储介质利用流体静压进行增压。通过将地层流体逆向于流体静压泵入样品腔，样品得以收集在样品腔中。能量存储介质将存储其中的能量通过压力连通元件而施加给样品。压力倍增元件通过压力连通元件来增加能量存储介质施加给样品的压力，由此维持样品上的压力。在地面，进行偏压的水压力施加给样品，以致能量存储腔能够从样品腔拆除。
Description
技术领域
本发明总的涉及井筒取样分析领域，尤其是，涉及将能量存储在存储介质中以对处于井下压力和温度的地层流体样品增压、从而在地面取回其压力不会因温度降低而显著损失的样品。
背景技术
存在于碳氢化合物生产井中的地层流体通常包含油、气和水的混合物。地层流体的压力、温度和体积决定了这些组分的相位关系。在地下岩层中，地层流体在压力高于泡点压力时常常将气体夹带在油内。当地层流体样品的压力降低时，所夹带或溶解的气态混合物从液相样品分离。对来自特定井的压力、温度和地层流体样品组分的精确测量，会影响从该井获得的生产流体的商业生存能力。该测量数据还提供了关于以下过程的信息，所述过程使得与碳氢化合物生产井相关的油气贮藏层的完井和生产最大化。
井下流体取样在本领域是公知的。授权给Brown等的美国专利No.6,467,544描述了一种样品腔室，其具有滑动设置的活塞以在活塞的一侧限定样品腔并在活塞的另外一侧限定缓冲腔。授权给Griffith等的美国专利No.5,361,839(1993)公开了一种对井筒中的流体样品特性产生输出表示的转换器。授权给Schultz等的美国专利No.5,329,811(1994)公开了一种用于估算井下流体样品压力和体积数据的装置和方法。
其他的技术使得能够将地层流体样品取回到地面。授权给Czenichow等的美国专利No.4,583,595(1986)公开了一种用于采集地层流体样品的活塞促动式机构。授权给Berzin的美国专利No.4,721,157(1988)公开了一种用于将地层流体样品采集在腔室中的移动阀套。授权给Petermann的美国专利No.4,766,955(1988)公开了一种与控制阀相接合、用于采集地层流体样品的活塞，而授权给Zunkel的美国专利No.4,903,765(1990)公开了一种延时式地层流体取样器。授权给Gruber等的美国专利No.5,009,100(1991)公开了一种用于从指定井深采集地层流体样品的缆绳取样器。授权给Schultz等的美国专利No.5,240,072(1993)公开了一种用于以不同时刻和深度间隔进行地层流体样品采集的多样品环形压力响应式取样器，而授权给Be等的美国专利No.5,322,120(1994)公开了一种用于在井筒深处采集地层流体样品的电促动式液压***。
井筒深处的井下温度往往超过300华氏度。当热的地层流体样品被取回到处于环境温度的地面时，温度降低导致地层流体样品发生收缩。如果样品的体积不变，温度降低所导致的收缩实质上会减小样品的压力。样品压力的降低导致地层流体样品特性不期望地发生改变，并可能使得地层流体与夹带在地层流体样品中的气体之间发生相位分离。相位分离显著地改变地层流体样品特征，并降低准确评估地层流体样品特性的能力。
为了克服该局限，已经发展出多种技术以在取回样品至地面的同时将地层流体的压力维持为高压。授权给Massie等的美国专利No.5,337,822(1994)公开了一种装置，其通过由高压气体提供动力的液压驱动活塞来对地层流体增压。类似地，授权给Shammai的美国专利No.5,662,166(1997)利用增压后的气体来对地层流体样品增压。授权给Michaels等的美国专利No.5,303,775(1994)和5,377,755(1995)公开了一种双向正排量泵，其用于将地层流体样品压力增加至泡点以上，以致随后的冷却不会使流体压力降低到泡点以下。这些公知的方法通过对地层流体样品施加额外的压力以便补偿样品预期的压力损失。
额外的压力要么通过泵要么通过增压后的氮气进行施加。因此，上述取样技术中施加给地层流体样品的过压力受到以下限制：泵的容积、或将样品维持为单相状态(高于泡点)的气体的初始压力。在许多情况下，期望给样品提供可能超出取样泵容积的额外压力。由此，存在对这样一种方法和装置的需求：该方法和装置能够给样品提供超出取样泵容积的额外压力。
通过气体提供额外压力通常需要将高压流体或气体在地面泵入取样工具的腔室中。该压力可能达到10,000-15,000磅每平方英寸。这种高压必须足够谨慎地进行处理以避免人身危险。因此，存在对这样一种气体增压***的需求：该***不需要在地面将液体或气体泵送为譬如10,000-15,000磅每平方英寸的高压，由此避免与此类高压相关的危险。通常，增压模件保持连接于样品罐以将样品维持为取样深度的原地层压力或该压力之上。因此，存在对可移除的增压模件的需求。
发明内容
本发明提供一种用于对譬如地层流体样品的目标材料进行增压的方法和装置。本发明的装置提供有包含目标材料的目标容器、以及包含能量存储材料(也称之为能量存储介质)的能量存储容器。能量存储材料或介质提供对目标材料进行增压的压力。目标材料通常是地层流体样品。来自能量存储容器中能量存储介质的压力，通过在目标材料与能量存储介质之间提供压力连通的压力连通元件而传送给目标容器。还提供有压力倍增元件，该元件将能量存储介质所产生的力增加，并将增加后的力通过压力连通元件供应给目标材料(譬如，地层流体样品)。能量存储介质对采样期间井下流体静压所施加的压力进行存储，并在流体静压随着井下取样工具从井下上升到地面而降低之后，将存储的压力供给样品。
本发明的方法和装置将能量存储在譬如液体或气体缓冲器的能量存储介质中。增压后的能量存储介质将存储的能量通过液压倍增器供应给样品由此对地层流体样品进行增压。液压倍增器或压力倍增器将成倍的取样深度流体静压供给样品。存储在与取样工具相关联的气体腔中的可压缩存储介质(譬如，气体或液体)在地面增压至相对安全的初始压力。随着取样工具下降到井筒中，与能量存储介质中的能量压力相连通的能量存储活塞暴露于井筒中钻井液的流体静压。能量存储活塞上的流体静压对能量存储介质进行增压。
通过将地层流体逆向于受到流体静压偏压的样品腔活塞而泵入样品罐，样品得以收集在样品罐中。在取样之后，接着利用压力连通元件将样品腔活塞和能量存储活塞布置处于彼此压力连通状态。该压力连通元件可以是两个活塞之间的液压连接件或机械连接件。随着样品罐返回到地面，来自流入取样工具中的井筒流体的流体静压从工具逐渐消除，并逐渐取消对样品和能量存储活塞的增压。能量存储活塞借助于存储在能量存储介质中的压力、利用乘数效应和压力连通元件来维持样品的压力。流体静压从能量存储活塞上的取消，允许了增压后的能量存储介质通过与样品腔活塞的压力连通而对样品施加压力。
通过利用能量存储介质上的较大活塞和样品上的较小活塞来将能量存储介质中所存储的能量施加给样品，力乘数效应得以实现。能量存储活塞的表面积与样品腔活塞表面积之间的比率增加了压力并对样品进行过压。乘数效应与以下两者的比率成比例：能量存储活塞的表面积和样品腔活塞的表面积。由于能量存储活塞的表面积要大于样品腔活塞的表面积，能量存储介质所施加的每磅压力按照乘数效应进行倍增，并通过样品腔活塞而施加给样品。一旦返回到地面，进行偏压的水压力被施加给样品腔活塞的下侧，这样在将样品罐运输到实验室以便检测样品之前，能量存储腔能够从样品罐拆除。
按照本发明的示范性方法将能量存储在存储介质中，并通过倍增元件将所存储的能量供给样品。该方法还包括在地面对样品进行增压，由此使得能够将压力存储介质从样品拆除。按照本发明的一个方面，提供了一种用于对井下样品增压的装置，该装置具有包含样品的样品腔，所述样品腔具有可移动的样品腔活塞，该样品腔活塞在其下侧与流体静压压力连通并在其上侧与样品压力连通。上述装置还提供有包含能量存储介质、与样品腔压力连通的能量存储腔，该能量存储腔具有能量存储活塞。在样品腔活塞与能量存储活塞之间，布置有压力连通连接元件。
按照本发明的另一方面，提供有一种***，该***包括具有泵的井下工具，所述泵将样品逆向于可移动的、与流体静压压力相连通的样品腔活塞输送到样品腔中。所述样品腔活塞与样品腔中的样品压力相连通。还提供有包含能量存储介质、与样品腔中的样品压力相连通的能量存储腔。该能量存储腔具有能量存储活塞以及处于样品腔活塞和能量存储活塞之间的连接元件。
按照本发明的又一方面，提供了一种方法，其中样品逆向于流体静压而泵入样品腔。能量存储介质通过流体静压进行增压。样品腔和能量存储介质被布置处于压力连通状态。
为了更好地理解本发明的以下具体描述及它们对本领域的贡献，本发明某些特征的示例在此得到了相当广泛地概括。当然，以下将描述本发明的其他特征。
附图说明
为了详细理解本发明，应当结合附图参考示范实施例的下列具体描述，附图中相同的元件采用相同的附图标记，其中：
图1是解释本发明示范性操作环境的地层剖面的示意图；
图2是本发明的装置与匹配的支撑工具进行示范性操作装配的示意图；
图3显示了按照本发明示范性实施例、与能量存储腔相联合的示范性样品腔；
图4显示了示范性的装置，其中样品充入样品腔并从样品腔排出钻井液，同时将样品活塞移动进入与连接元件压力连通的状态。
图5显示了示范性的装置，其中样品充入样品腔并从样品腔排出钻井液，同时将样品活塞移动进入与连接元件(机械或液压的)和能量存储腔压力连通的状态。
图6显示了示范性的样品腔，其中样品罐被带到地面而流体静压已从能量存储活塞后面降低，由此允许增压后的能量存储介质通过压力连通元件将增加的压力施加给样品罐中的样品；以及
图7显示了示范性的装置，其中增压流体在样品腔后面被泵入，由此维持样品腔上的压力并使得能够拆除能量存储腔。
具体实施方式
图1沿着贯穿地层的井筒11的深度，概略性显示了地层10的剖面。通常，井筒至少部分地充有液体混合物，所述液体包括水、钻井液以及由井筒所贯穿的地层所固有的地层流体。以下，将这种流体混合物称之为“井筒流体”。在缆绳12的底端悬浮于井筒11中的是地层流体取样工具20。缆绳12通常承载在由井架14支撑的滑轮13上。缆绳的部署和取回可以通过由服务车辆15运载的动力绞盘来执行。
按照本发明，在图2中概略显示了取样工具20的示范性实施例。在本示例中，取样工具20包括数个工具段的系列组合，这些工具段由相互压缩接头23的螺套首尾连接。适用于本发明的工具段组件可以包括液压动力单元21和地层流体抽取器22。大工作容积的马达/泵单元24被提供用于管线清洗。在大容积泵24的下面是类似的马达/泵单元25，其具有定量监控的较小工作容积。通常，一个或多个样品罐仓部分26被组装在小容积泵24的下面。各个罐仓部分26可以具有三个或更多的流体样品罐30。
地层流体抽取器22包括与井筒壁支脚28相对的可延伸吸入探针27。吸入探针27和相对的支脚28都是可液压延伸的以便与井筒壁牢固相接合。关于流体抽取工具22的结构及操作细节在美国专利No.5,303,775中得到了更为广泛的描述，该专利的说明被包含在这里。
现在转向图3，显示了连接于能量存储装置417的样品罐415。图3中的设备包括样品腔422和样品腔活塞414。样品腔活塞414的顶侧461和样品腔422的上部与流送管410中的地层流体流体相连通。在流送管410中提供有单向阀523，由此允许流体经由流送管410不外流地进入样品罐中。泵25(图2)从地层抽取流体并将地层流体经由流送管410泵入样品腔422。流体静压通过开口于井筒的管孔420而施加给样品活塞414的下侧427。由此，地层流体得以逆向于样品偏压腔427中井筒流体的流体静压，从地层泵入样品腔422中。
图3的设备还包括能量偏压腔423和能量存储活塞450。能量存储活塞450的顶侧451被来自能量偏压腔423的流体静压所偏压，该能量偏压腔包含有进入其中的井筒流体。井筒流体经由开口于井筒的管孔421而进入能量偏压腔423。地面泵428将譬如气体或液体的存储介质通过管孔425以相对安全的地面压力泵入能量存储腔418。存储介质可以是任何可压缩的液体或气体。可以在地面以安全的地面压力给存储介质施加初始压力。按照本发明的一个方面，氮气可以相对安全的压力(譬如3000磅每平方英寸)泵入存储腔418。在取样期间(即，地层流体被泵入腔422时)，样品腔活塞414沿着样品腔422的内侧移动，直至它接触压力连通元件449。一旦样品进一步超压且样品腔活塞414发生相关移动，压力连通元件449反过来将与能量存储活塞450相接触。
能量存储腔中的初始地面压力基于样品腔活塞414邻近地层流体样品的表面积大小和能量存储活塞450邻近能量存储介质的表面积大小、以及压力连通元件449的尺寸和物理特性进行计算，由此确保样品腔活塞414和能量存储活塞450在从钻井上升到地面之前，通过压力连通元件449处于压力连通状态。
在样品腔活塞414与能量存储活塞450之间通过压力连通元件449来维持压力连通状态，这样确保了将压力从能量存储介质有效地传递给能量存储活塞和样品腔活塞，由此对样品腔中的样品进行增压。能量存储介质的初始压力同样如此计算，以致样品和能量存储介质在取样工具从井筒上升期间维持压力连通。随着取样工具下降到井筒中，钻井液从井筒通过管孔420和管孔421进入工具中，并以流体静压对样品腔活塞414的底侧462和能量存储活塞的顶侧451进行偏压。随着工具20下降到井筒11中，流体静压在样品腔活塞414的底侧462和能量存储活塞的顶侧451上增大。能量存储活塞的顶侧451上的压力将能量存储腔中的能量存储介质(譬如，氮气)增压至井下工具当前取样深度的流体静压。能量存储活塞的表面积与样品腔活塞的表面积之间的比率被计算为，当井筒流体对样品腔活塞414的底侧462和能量存储活塞的顶侧451的流体静压由于工具脱离井下流体静压状态而逐渐减小和消除后，对样品腔中的样品维持成倍的流体静压(能量存储介质通过井筒流体所存储的)。能量存储介质和地层流体样品上的压力同样由于能量存储介质上的温度随着工具上升到地面的下降而降低。
如图4中所示，由于地层流体通过流送管410泵入样品腔422，随着样品腔活塞414由于地层流体在其上方的充入而发生的位移，样品腔422位于样品腔活塞414之上的容积扩大。随着地层流体流入样品腔422，位移后的样品腔活塞414经由管孔420将钻井液从样品偏压腔427排出至井筒。
如图5中所示，样品腔活塞414向下移动以衔接压力连通元件449(在本示例中显示为连接杆)，该压力连通元件衔接能量存储腔活塞450并将样品腔422布置处于与能量存储腔418压力相连通的状态。例如，在流体静压为15,000psi(每平方英寸磅数)的特定深度，样品腔422、能量偏压腔423、样品偏压腔427以及能量存储腔418都被增压为至少是该流体静压(也即15,000psi)。样品被超压高于流体静压，由此在填充样品腔422期间反向于样品腔活塞克服流体静压。
在将样品泵入样品腔422(即，将地层流体泵入样品腔)的末期，样品腔422和能量存储腔418通过压力连通元件449处于彼此压力连通状态。随着取样工具从井筒撤出并上升到地面，流体静压如上所述地降低。随着流体静压的降低，钻井液由于压力倍增活塞表面积所施加的更大压力、压力连通元件以及能量存储腔418存储的能量而被迫通过管孔421排出能量偏压腔423。能量存储腔418中增压至取样深度静压的压力，迫使钻井液通过管孔421排出能量偏压腔423。随着能量偏压腔中的流体静压降低至地面的大气压状态，样品腔422和能量存储腔418处于压力连通状态。能量存储介质(在本示例中，充入是氮气)将所存储的流体静压施加给包含在样品腔422中的地层流体样品。
图6显示了示范性的样品罐415，其中样品罐被带到地面，而流体静压从能量存储活塞450后面的能量偏压腔423以及样品腔活塞414后面的样品偏压腔427降低。在取样完成之后，样品腔422和能量存储腔418形成两个封闭的***，该***通过压力连通元件449而彼此压力相连通。这两个封闭***都大致处于流体静压或稍稍高于流体静压，因为样品腔必需被超压以迫使取样流体逆向于样品腔活塞下面的流体静压进入样品腔。随着井筒流体退出能量偏压腔423和样品偏压腔427，增压后的能量存储介质不再被取样深度的流体静压所抵抗，由此通过连接元件449(在本实施例中是杆)将所存储的取样深度流体静压成倍地施加给样品。也就是说，随着能量偏压腔423中的流体静压降低至低于能量存储介质所充入的压力，被增压至取样深度流体静压的能量存储腔通过压力连通元件449在样品腔活塞414上施加压力，该压力与能量存储腔418中能量介质在取样深度所存储的流体静压的倍数成比例。压力乘数效应由能量存储活塞450的较大表面积与样品腔活塞414的较小表面积之间的不等同引起。
可以采用任何比率的活塞表面积来获得期望的压力乘数效应。例如，假设能量存储介质已经被增压至15,000psi的压力。如果能量存储活塞表面积与样品腔活塞表面积之间的比率是2∶1，那么能量存储活塞450的表面积是取样活塞414表面积的两倍大。在此情况下，能量存储活塞上15,000psi的压力(由取样深度流体静压施加给能量存储介质的15,000psi压力)会由于样品腔活塞414的较小尺寸而将等于30,000psi的压力施加于样品。也就是说，能量存储介质中的压力按照能量存储活塞表面积与样品腔活塞表面积之间的比率而倍增。因此，对于本发明的当前示例，当能量存储活塞450的表面积与样品腔活塞414表面积之比为2∶1时，样品腔中的地层流体样品得以增压至取样深度静压的两倍，从而产生2倍的乘数效应。这样，当地面冷却导致能量存储腔中的压力下降至取样深度静压(譬如，15,000psi)之下时，压力乘数效应将增压后的样品适当保持为高于静压(譬如，15,000psi)。换而言之，假设2.5∶1的压力倍增，如果能量存储介质的压力下降至10,000psi，该压力倍增仍然对样品施加25,000psi的压力。
现在转向图7，在地面，可以将水泵连接至装备有单向阀523的管孔522，由此对样品腔活塞414的后侧462施加压力、对样品增压并冲洗样品偏压腔427。管孔420被堵上以维持样品上的压力。然后，能量存储装置417从样品罐415拆除且不会损失样品腔422中样品上的压力。管孔420接着被堵上，由此利用样品偏压腔427中的高压流体(譬如水)对样品腔422中的地层流体样品增压，从而避免在传送样品腔期间损失样品压力。来自地面水泵452的水压力将样品腔422中的样品保持处于避免在运输期间发生闪蒸的压力。在地面操作时，如图7中所示，样品罐组件415从样品罐载体拆除。然后，样品罐415可以不具备能量存储腔装置417地进行运输。
虽然前面的公开涉及本发明的示范实施例，但是多种修改对于本领域的技术人员显然可知。由此期望落在附属权利要求范围内的所有修改都包含在前面公开的内容中。为了更好地理解本发明的详细描述及其对本领域的贡献，本发明更多重要特征的示例得到了相当广泛地概括。
Claims (24)
1.一种用于对井下样品增压的装置，包括：
包含样品的样品腔，该样品腔具有可移动的样品腔活塞，所述活塞在其下侧与流体静压压力连通并在其上侧与样品压力连通；
包含能量存储介质的能量存储腔，该能量存储腔具有与样品腔压力连通的能量存储活塞；以及
处于样品腔活塞和能量存储活塞之间的压力连通元件。
2.如权利要求1的装置，进一步包括：
将流体静压施加给能量存储介质的能量偏压腔。
3.如权利要求1的装置，进一步包括：
将流体静压施加给样品的样品偏压腔。
4.如权利要求1的装置，其中能量存储活塞的表面积不同于样品腔活塞的表面积。
5.如权利要求1的装置，其中能量存储活塞的表面积大于样品腔活塞的表面积。
6.如权利要求1的装置，其中样品包括由流体和气体组成的组合中的至少一种。
7.如权利要求1的装置，进一步包括：
与样品压力连通的压力腔，该压力腔接收增压流体以对样品腔增压，由此能够取消能量存储腔与样品腔的压力连通。
8.一种用于对井下样品增压的***，包括：
具有泵的井下工具，该泵将样品逆向于可移动的样品腔活塞输送到样品腔中，其中样品腔活塞在其下侧与流体静压压力连通并在其上侧与样品腔中的样品压力连通；
包含能量存储介质的能量存储腔，该能量存储腔具有与样品腔中的样品压力连通的能量存储活塞；以及
处于样品腔活塞和能量存储活塞之间的压力连通元件。
9.如权利要求8的***，进一步包括：
将流体静压施加给能量存储介质的能量偏压腔。
10.如权利要求8的***，进一步包括：
将流体静压施加给样品的样品偏压腔。
11.如权利要求8的***，其中能量存储活塞的表面积不同于样品腔活塞的表面积。
12.如权利要求8的***，其中能量存储活塞的表面积大于样品腔活塞的表面积。
13.如权利要求8的***，其中样品包括由流体和气体组成的组合中的至少一种。
14.如权利要求8的***，进一步包括：
压力腔，该压力腔接收增压流体以对样品腔增压，由此能够取消能量存储腔与样品腔的压力连通。
15.一种用于对井下样品增压的方法，包括：
将样品逆向于流体静压泵入样品腔；
利用流体静压对能量存储介质增压；
将样品腔中的样品与能量存储介质压力相连通；以及
利用能量存储介质中的压力对样品增压。
16.如权利要求15的方法，进一步包括：
将能量存储介质增压至初始压力。
17.如权利要求15的方法，进一步包括：
利用流体静压对样品腔增压。
18.如权利要求15的方法，进一步包括：
利用成倍的流体静压对样品腔增压。
19.如权利要求15的方法，进一步包括：
将流体静压从样品和能量存储介质取消；以及
将存储在能量存储介质中的压力成倍地施加给样品腔中的样品。
20.一种对井下地层流体增压的方法，包括：
将可压缩的流体存储在第一腔中；
将地层流体逆向于流体静压泵入第二腔；
在可压缩的流体与地层流体之间形成压力连通；
将可压缩的流体压缩至流体静压；
利用可压缩流体的压力，将大于流体静压的压力施加给地层流体。
21.如权利要求20的方法，其中形成压力连通的步骤进一步包括：在第一腔和第二腔中的流体之间形成机械连接。
22.如权利要求20的方法，进一步包括：
在井筒的第一深度处，将第一腔中的地层流体和第二腔中的可压缩流体上的压力维持为流体静压；
在井筒的第二深度处，将大于流体静压的压力施加给第二腔中的地层流体。
23.如权利要求20的方法，其中大于流体静压的压力是流体静压的倍数。
24.如权利要求20的方法，进一步包括：
按照第一腔和第二腔相关表面积的比率来确定所述倍数。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US61837804P | 2004-10-13 | 2004-10-13 | |
| US60/618,378 | 2004-10-13 | ||
| PCT/US2005/036881 WO2006044567A2 (en) | 2004-10-13 | 2005-10-13 | A method and apparatus for storing energy and multiplying force to pressurize a downhole fluid sample |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN101065556A true CN101065556A (zh) | 2007-10-31 |
| CN101065556B CN101065556B (zh) | 2011-08-24 |
Family
ID=36203523
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN200580040082.1A Expired - Fee Related CN101065556B (zh) | 2004-10-13 | 2005-10-13 | 存储能量并增大压力以对井下流体样品增压的方法和装置 |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7258167B2 (zh) |
| EP (1) | EP1799959A4 (zh) |
| CN (1) | CN101065556B (zh) |
| BR (1) | BRPI0516113A (zh) |
| MY (1) | MY140657A (zh) |
| NO (1) | NO338773B1 (zh) |
| WO (1) | WO2006044567A2 (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103790574A (zh) * | 2012-11-02 | 2014-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 测量地层压力的探头 |
| CN109577949A (zh) * | 2018-12-05 | 2019-04-05 | 西安石油大学 | 利用压力传递介质传递压力到井下电子元件的装置及方法 |
| CN115898390A (zh) * | 2022-12-28 | 2023-04-04 | 中国航天空气动力技术研究院 | 一种随钻地层流体取样装置及方法 |
Families Citing this family (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| US7681450B2 (en) * | 2005-12-09 | 2010-03-23 | Baker Hughes Incorporated | Casing resonant radial flexural modes in cement bond evaluation |
| SE531860C2 (sv) * | 2007-12-21 | 2009-08-25 | Atlas Copco Rock Drills Ab | Impulsalstrande anordning för inducering av en stötvåg i ett verktyg samt bergborrningsrigg innefattande sådan anordning |
| US7967067B2 (en) | 2008-11-13 | 2011-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Coiled tubing deployed single phase fluid sampling apparatus |
| GB2481731B (en) * | 2009-03-06 | 2013-07-24 | Baker Hughes Inc | Apparatus and method for formation testing |
| CA2810611A1 (en) | 2010-10-21 | 2012-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Very high pressure sample capture and transportation vessel |
| US8733468B2 (en) * | 2010-12-02 | 2014-05-27 | Caterpillar Inc. | Sleeve/liner assembly and hydraulic hammer using same |
| US8997861B2 (en) | 2011-03-09 | 2015-04-07 | Baker Hughes Incorporated | Methods and devices for filling tanks with no backflow from the borehole exit |
| US8752620B2 (en) | 2011-05-19 | 2014-06-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for single-phase fluid sampling |
| US8695414B2 (en) | 2011-07-12 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | High pressure and flow rate pump useful in formation fluid sample testing |
| WO2013009297A1 (en) * | 2011-07-12 | 2013-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | High pressure and flow rate pump useful in formation fluid sample testing |
| US9085965B2 (en) * | 2011-07-22 | 2015-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for improved fluid sampling |
| US9995115B2 (en) | 2013-01-10 | 2018-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Boost assisted force balancing setting tool |
| US9303510B2 (en) * | 2013-02-27 | 2016-04-05 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole fluid analysis methods |
| US9212550B2 (en) | 2013-03-05 | 2015-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Sampler chamber assembly and methods |
| FR3011029B1 (fr) * | 2013-09-24 | 2015-10-02 | IFP Energies Nouvelles | Preleveur de fluide sous pression pour la surveillance de l'exploitation d'un site geologique |
| US10415380B2 (en) | 2013-10-01 | 2019-09-17 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Sample tank with integrated fluid separation |
| FR3028880B1 (fr) * | 2014-11-25 | 2021-06-25 | Ifp Energies Now | Dispositif de prelevement d'un fluide sous pression equipe de moyens pour augmenter le volume de la chambre d'echantillonnage |
| JP6603288B2 (ja) * | 2017-10-25 | 2019-11-06 | ファナック株式会社 | 工作機械の切削液供給装置 |
| CN109267959A (zh) * | 2018-11-29 | 2019-01-25 | 美钻深海能源科技研发（上海）有限公司 | 一种带自动关闭位保持功能的闸板防喷器及其防喷方法 |
Family Cites Families (55)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2558522B1 (fr) | 1983-12-22 | 1986-05-02 | Schlumberger Prospection | Dispositif pour prelever un echantillon representatif du fluide present dans un puits, et procede correspondant |
| US4633952A (en) | 1984-04-03 | 1987-01-06 | Halliburton Company | Multi-mode testing tool and method of use |
| US4597439A (en) * | 1985-07-26 | 1986-07-01 | Schlumberger Technology Corporation | Full-bore sample-collecting apparatus |
| US4721157A (en) | 1986-05-12 | 1988-01-26 | Baker Oil Tools, Inc. | Fluid sampling apparatus |
| US4766955A (en) | 1987-04-10 | 1988-08-30 | Atlantic Richfield Company | Wellbore fluid sampling apparatus |
| US4994671A (en) | 1987-12-23 | 1991-02-19 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for analyzing the composition of formation fluids |
| FR2628143B1 (fr) | 1988-03-03 | 1990-07-27 | Flopetrol | Sonde de prelevement d'echantillons fluides, notamment a l'interieur d'un puits de petrole |
| US4856585A (en) | 1988-06-16 | 1989-08-15 | Halliburton Company | Tubing conveyed sampler |
| US4860581A (en) | 1988-09-23 | 1989-08-29 | Schlumberger Technology Corporation | Down hole tool for determination of formation properties |
| US4936139A (en) | 1988-09-23 | 1990-06-26 | Schlumberger Technology Corporation | Down hole method for determination of formation properties |
| CA1325379C (en) * | 1988-11-17 | 1993-12-21 | Owen T. Krauss | Down hole reservoir fluid sampler |
| US4903765A (en) | 1989-01-06 | 1990-02-27 | Halliburton Company | Delayed opening fluid sampler |
| GB9003467D0 (en) | 1990-02-15 | 1990-04-11 | Oilphase Sampling Services Ltd | Sampling tool |
| US5166747A (en) | 1990-06-01 | 1992-11-24 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for analyzing the composition of formation fluids |
| NO172863C (no) | 1991-05-03 | 1993-09-15 | Norsk Hydro As | Elektro-hydraulisk bunnhullsproevetakerutstyr |
| US5269180A (en) | 1991-09-17 | 1993-12-14 | Schlumberger Technology Corp. | Borehole tool, procedures, and interpretation for making permeability measurements of subsurface formations |
| US5240072A (en) | 1991-09-24 | 1993-08-31 | Halliburton Company | Multiple sample annulus pressure responsive sampler |
| GB9200182D0 (en) | 1992-01-07 | 1992-02-26 | Oilphase Sampling Services Ltd | Fluid sampling tool |
| US5377755A (en) | 1992-11-16 | 1995-01-03 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for acquiring and processing subsurface samples of connate fluid |
| US5303775A (en) | 1992-11-16 | 1994-04-19 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for acquiring and processing subsurface samples of connate fluid |
| US5329811A (en) | 1993-02-04 | 1994-07-19 | Halliburton Company | Downhole fluid property measurement tool |
| US5361839A (en) | 1993-03-24 | 1994-11-08 | Schlumberger Technology Corporation | Full bore sampler including inlet and outlet ports flanking an annular sample chamber and parameter sensor and memory apparatus disposed in said sample chamber |
| US5708220A (en) | 1995-04-27 | 1998-01-13 | Burge; Russell W. | Liquid sampling device and method |
| US5901788A (en) | 1995-10-16 | 1999-05-11 | Oilphase Sampling Services Limited | Well fluid sampling tool and well fluid sampling method |
| US5662166A (en) | 1995-10-23 | 1997-09-02 | Shammai; Houman M. | Apparatus for maintaining at least bottom hole pressure of a fluid sample upon retrieval from an earth bore |
| US5672819A (en) | 1996-03-13 | 1997-09-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation evaluation using phase shift periodic pressure pulse testing |
| US5741962A (en) | 1996-04-05 | 1998-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for analyzing a retrieving formation fluid utilizing acoustic measurements |
| FR2749080B1 (fr) | 1996-05-22 | 1998-08-07 | Schlumberger Services Petrol | Procede et appareil de discrimination optique de phases pour fluide triphasique |
| US5934374A (en) | 1996-08-01 | 1999-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation tester with improved sample collection system |
| US6065355A (en) | 1997-09-23 | 2000-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Non-flashing downhole fluid sampler and method |
| US5939717A (en) | 1998-01-29 | 1999-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for determining gas-oil ratio in a geological formation through the use of spectroscopy |
| US6688390B2 (en) | 1999-03-25 | 2004-02-10 | Schlumberger Technology Corporation | Formation fluid sampling apparatus and method |
| US6325146B1 (en) | 1999-03-31 | 2001-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of downhole testing subterranean formations and associated apparatus therefor |
| US6216782B1 (en) * | 1999-05-18 | 2001-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for verification of monophasic samples |
| RU2244123C2 (ru) * | 2000-02-25 | 2005-01-10 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Устройство и способ для контроля давления пробы скважинного флюида |
| US6871713B2 (en) | 2000-07-21 | 2005-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for sampling and testing a formation fluid |
| GB0025302D0 (en) | 2000-10-14 | 2000-11-29 | Sps Afos Group Ltd | Downhole fluid sampler |
| US6467544B1 (en) | 2000-11-14 | 2002-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Sample chamber with dead volume flushing |
| US6557632B2 (en) | 2001-03-15 | 2003-05-06 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus to provide miniature formation fluid sample |
| US7222668B2 (en) | 2001-03-20 | 2007-05-29 | Solinst Canada Limited | Sample extraction system for boreholes |
| CN1256578C (zh) | 2001-06-07 | 2006-05-17 | 西安石油大学 | 全储层取样测试器 |
| US7246664B2 (en) | 2001-09-19 | 2007-07-24 | Baker Hughes Incorporated | Dual piston, single phase sampling mechanism and procedure |
| US6719049B2 (en) | 2002-05-23 | 2004-04-13 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid sampling methods and apparatus for use in boreholes |
| US6964301B2 (en) | 2002-06-28 | 2005-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for subsurface fluid sampling |
| US6745835B2 (en) | 2002-08-01 | 2004-06-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for pressure controlled downhole sampling |
| US7191672B2 (en) * | 2002-08-27 | 2007-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single phase sampling apparatus and method |
| US7128144B2 (en) | 2003-03-07 | 2006-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation testing and sampling apparatus and methods |
| US7140436B2 (en) | 2003-04-29 | 2006-11-28 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for controlling the pressure of fluid within a sample chamber |
| US7083009B2 (en) | 2003-08-04 | 2006-08-01 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Pressure controlled fluid sampling apparatus and method |
| CA2476532A1 (en) | 2003-08-04 | 2005-02-04 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Apparatus for obtaining high quality formation fluid samples |
| US7195063B2 (en) | 2003-10-15 | 2007-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole sampling apparatus and method for using same |
| CA2558238C (en) | 2004-03-04 | 2013-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole formation sampling |
| US7347262B2 (en) | 2004-06-18 | 2008-03-25 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole sampling tool and method for using same |
| US7191831B2 (en) | 2004-06-29 | 2007-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole formation testing tool |
| US20060021796A1 (en) | 2004-07-30 | 2006-02-02 | Moran David S | Device and method for collecting borehole samples |
-
2005
- 2005-10-12 US US11/248,734 patent/US7258167B2/en active Active
- 2005-10-13 CN CN200580040082.1A patent/CN101065556B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2005-10-13 BR BRPI0516113-4A patent/BRPI0516113A/pt not_active IP Right Cessation
- 2005-10-13 EP EP05810256A patent/EP1799959A4/en not_active Withdrawn
- 2005-10-13 MY MYPI20054828A patent/MY140657A/en unknown
- 2005-10-13 WO PCT/US2005/036881 patent/WO2006044567A2/en active Application Filing
-
2007
- 2007-04-13 NO NO20071878A patent/NO338773B1/no unknown
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103790574A (zh) * | 2012-11-02 | 2014-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 测量地层压力的探头 |
| CN103790574B (zh) * | 2012-11-02 | 2016-08-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 测量地层压力的探头 |
| CN109577949A (zh) * | 2018-12-05 | 2019-04-05 | 西安石油大学 | 利用压力传递介质传递压力到井下电子元件的装置及方法 |
| CN115898390A (zh) * | 2022-12-28 | 2023-04-04 | 中国航天空气动力技术研究院 | 一种随钻地层流体取样装置及方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO338773B1 (no) | 2016-10-17 |
| BRPI0516113A (pt) | 2008-08-26 |
| WO2006044567A2 (en) | 2006-04-27 |
| CN101065556B (zh) | 2011-08-24 |
| WO2006044567A3 (en) | 2007-01-11 |
| EP1799959A2 (en) | 2007-06-27 |
| MY140657A (en) | 2010-01-15 |
| EP1799959A4 (en) | 2013-03-20 |
| US7258167B2 (en) | 2007-08-21 |
| US20060076144A1 (en) | 2006-04-13 |
| NO20071878L (no) | 2007-06-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101065556B (zh) | 存储能量并增大压力以对井下流体样品增压的方法和装置 | |
| US10550673B2 (en) | Hydraulic oil well pumping system, and method for pumping hydrocarbon fluids from a wellbore | |
| AU2016200526B2 (en) | Adaptive pump control for positive displacement pump failure modes | |
| CN1826455B (zh) | 改进的泡点压力井下pv测试 | |
| EP1629177B1 (en) | Method and apparatus for determining an optimal pumping rate based on a downhole dew point pressure measurement | |
| CA2147027C (en) | Method and apparatus for acquiring and processing subsurface samples of connate fluid | |
| US8408306B2 (en) | Processes and systems for treating oil and gas wells | |
| US6439307B1 (en) | Apparatus and method for controlling well fluid sample pressure | |
| US6557632B2 (en) | Method and apparatus to provide miniature formation fluid sample | |
| US20090032264A1 (en) | Subsea pumping system | |
| EP1915510B1 (en) | Method and apparatus to pump liquids from well | |
| WO2002103159A1 (fr) | Appareil pour prelever des echantillons et realiser une diagraphie dans toutes les zones de production d'un puits | |
| US20170074095A1 (en) | Fluid Identification Via Pressure | |
| EP1257730B1 (en) | Apparatus and method for controlling well fluid sample pressure | |
| US10533693B2 (en) | Pressurized chamber management | |
| US7927083B2 (en) | Downhole pump | |
| EP2079900B1 (en) | Apparatus and method for manipulating fluid during drilling or pumping operations | |
| EP2927421A1 (en) | Differential pressure mover | |
| WO2018234806A1 (en) | IMPROVEMENTS IN OR RELATING TO INJECTION WELLS |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| C17 | Cessation of patent right | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20110824 Termination date: 20121013 |