BR112018007370A2 - método de estimativa em tempo real de composições e propriedades de fluidos - Google Patents
método de estimativa em tempo real de composições e propriedades de fluidosInfo
- Publication number
- BR112018007370A2 BR112018007370A2 BR112018007370A BR112018007370A BR112018007370A2 BR 112018007370 A2 BR112018007370 A2 BR 112018007370A2 BR 112018007370 A BR112018007370 A BR 112018007370A BR 112018007370 A BR112018007370 A BR 112018007370A BR 112018007370 A2 BR112018007370 A2 BR 112018007370A2
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- sensor
- tool
- validation
- fluids
- fluid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title abstract 9
- 238000000034 method Methods 0.000 title abstract 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title 1
- 238000010200 validation analysis Methods 0.000 abstract 5
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 abstract 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract 1
- 238000013501 data transformation Methods 0.000 abstract 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 abstract 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V8/00—Prospecting or detecting by optical means
- G01V8/02—Prospecting
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/113—Locating fluid leaks, intrusions or movements using electrical indications; using light radiations
- E21B47/114—Locating fluid leaks, intrusions or movements using electrical indications; using light radiations using light radiation
-
- 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
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/18—Water
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/22—Fuels; Explosives
- G01N33/225—Gaseous fuels, e.g. natural gas
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/24—Earth materials
- G01N33/241—Earth materials for hydrocarbon content
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
- G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
- G01N33/2823—Raw oil, drilling fluid or polyphasic mixtures
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06N—COMPUTING ARRANGEMENTS BASED ON SPECIFIC COMPUTATIONAL MODELS
- G06N3/00—Computing arrangements based on biological models
- G06N3/02—Neural networks
- G06N3/04—Architecture, e.g. interconnection topology
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Pathology (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Immunology (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Toxicology (AREA)
- Computational Linguistics (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Biophysics (AREA)
- Artificial Intelligence (AREA)
- Data Mining & Analysis (AREA)
- Molecular Biology (AREA)
- Computing Systems (AREA)
- Mathematical Physics (AREA)
- Software Systems (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Geometry (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
Abstract
um método de validação de modelo de fluido óptico entre ferramentas inclui a seleção de dados de campo verificados medidos com um primeiro sensor de uma ferramenta existente como fluidos de validação e a seleção de um segundo sensor para uma nova ferramenta ou em uma ferramenta existente diferente. o método também pode incluir a aplicação da transformação de dados ópticos entre ferramentas para os fluidos de validação em um espaço de parâmetros da ferramenta do primeiro sensor ao segundo sensor e o cálculo das respostas ópticas sintéticas do segundo sensor nos fluidos de validação por meio da transformação de dados entre espaços. o método pode ainda incluir a determinação de um novo ou ajustar um modelo de fluido operacional existente do segundo sensor em um espaço de parâmetro sintético de acordo com o desempenho do modelo candidato avaliado nos fluidos de validação e otimizar a operação de teste e amostragem do poço com base em características de fluido de formação estimadas usando os modelos de fluido validados do segundo sensor em uma ferramenta operacional.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2015/061487 WO2017086961A1 (en) | 2015-11-19 | 2015-11-19 | System and methods for cross-tool optical fluid model validation and real-time application |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BR112018007370A2 true BR112018007370A2 (pt) | 2018-10-16 |
Family
ID=58717566
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BR112018007370A BR112018007370A2 (pt) | 2015-11-19 | 2015-11-19 | método de estimativa em tempo real de composições e propriedades de fluidos |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10495778B2 (pt) |
| BR (1) | BR112018007370A2 (pt) |
| WO (1) | WO2017086961A1 (pt) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| BR112018007841B1 (pt) | 2015-11-18 | 2022-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc | Métodos e sistema de processamento de dados ópticos |
| US11604982B2 (en) * | 2019-10-10 | 2023-03-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Progressive modeling of optical sensor data transformation neural networks for downhole fluid analysis |
| WO2021126160A1 (en) | 2019-12-16 | 2021-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Radiometric modeling for optical identification of sample materials |
| US11905830B2 (en) | 2021-04-01 | 2024-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Identifying asphaltene precipitation and aggregation with a formation testing and sampling tool |
| CN113569408B (zh) * | 2021-07-28 | 2024-02-20 | 黄河水利委员会黄河水利科学研究院 | 一种河冰力学性能的代表性表征方法 |
| US11879834B2 (en) * | 2022-06-07 | 2024-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid identification using optical data measurements |
Family Cites Families (32)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4866644A (en) | 1986-08-29 | 1989-09-12 | Shenk John S | Optical instrument calibration system |
| US6549861B1 (en) | 2000-08-10 | 2003-04-15 | Euro-Celtique, S.A. | Automated system and method for spectroscopic analysis |
| NO325151B1 (no) | 2000-09-29 | 2008-02-11 | Baker Hughes Inc | Fremgangsmate og apparat for dynamisk prediksjonsstyring ved boring ved bruk av neurale nettverk |
| GB2379513B (en) | 2001-02-16 | 2005-06-29 | Halliburton Energy Serv Inc | Downhole sensing and flow control utilizing neural networks |
| WO2005047647A1 (en) | 2003-11-10 | 2005-05-26 | Baker Hughes Incorporated | A method and apparatus for a downhole spectrometer based on electronically tunable optical filters |
| US8093893B2 (en) | 2004-03-18 | 2012-01-10 | Baker Hughes Incorporated | Rock and fluid properties prediction from downhole measurements using linear and nonlinear regression |
| US7617873B2 (en) * | 2004-05-28 | 2009-11-17 | Schlumberger Technology Corporation | System and methods using fiber optics in coiled tubing |
| RU2266523C1 (ru) * | 2004-07-27 | 2005-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью ООО "ВИНТЕЛ" | Способ создания независимых многомерных градуировочных моделей |
| US7279678B2 (en) * | 2005-08-15 | 2007-10-09 | Schlumber Technology Corporation | Method and apparatus for composition analysis in a logging environment |
| US7681647B2 (en) * | 2006-10-20 | 2010-03-23 | Shell Oil Company | Method of producing drive fluid in situ in tar sands formations |
| US8285531B2 (en) | 2007-04-19 | 2012-10-09 | Smith International, Inc. | Neural net for use in drilling simulation |
| US8327681B2 (en) * | 2007-04-20 | 2012-12-11 | Shell Oil Company | Wellbore manufacturing processes for in situ heat treatment processes |
| US7966273B2 (en) | 2007-07-27 | 2011-06-21 | Schlumberger Technology Corporation | Predicting formation fluid property through downhole fluid analysis using artificial neural network |
| US7826050B2 (en) * | 2007-09-05 | 2010-11-02 | Baker Hughes Incorporated | System and method for dual path length optical analysis of fluids downhole |
| US20090189617A1 (en) * | 2007-10-19 | 2009-07-30 | David Burns | Continuous subsurface heater temperature measurement |
| US8417495B2 (en) | 2007-11-07 | 2013-04-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of training neural network models and using same for drilling wellbores |
| US7937223B2 (en) * | 2007-12-28 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole fluid analysis |
| US20090260823A1 (en) * | 2008-04-18 | 2009-10-22 | Robert George Prince-Wright | Mines and tunnels for use in treating subsurface hydrocarbon containing formations |
| CA2765306C (en) * | 2009-06-17 | 2013-09-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling collision avoidance apparatus, methods, and systems |
| BR112012027443A2 (pt) * | 2010-04-27 | 2016-07-19 | Halliburton Energy Services Inc | aparelho, sistema, método de processamento implementado, e, artigo. |
| US8830787B2 (en) * | 2010-09-02 | 2014-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Resonance method for measuring the electroacoustic constant and permeability of rock formations |
| WO2012078764A2 (en) | 2010-12-08 | 2012-06-14 | Halliburton Energy Services Inc. | Fluid properties including equation of state modeling with optical constraints |
| US8964901B2 (en) * | 2011-01-07 | 2015-02-24 | Massachusetts Institute Of Technology | Analog/digital co-design methodology to achieve high linearity and low power dissipation in a radio frequency (RF) receiver |
| US10450860B2 (en) * | 2011-11-01 | 2019-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Integrating reservoir modeling with modeling a perturbation |
| WO2013082446A1 (en) * | 2011-12-02 | 2013-06-06 | Schlumberger Canada Limited | Optical spectrometer and downhole spectrometry method |
| BR112014014758A2 (pt) * | 2011-12-16 | 2017-06-13 | Halliburton Energy Services Inc | método de transferência de calibração para um instrumento de teste |
| US20140204121A1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-07-24 | Schlumberger Technology Corporation | Augmented reality for oilfield |
| WO2014137354A1 (en) | 2013-03-08 | 2014-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc | Systems and methods for optical fluid identification approximation and calibration |
| US10260338B2 (en) * | 2013-05-30 | 2019-04-16 | Schlumberger Technology Corporation | Optical fluid analyzer with calibrator and method of using same |
| CA2920879A1 (en) * | 2013-12-20 | 2015-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for monitoring spontaneous potentials in downhole environments |
| US20150186574A1 (en) * | 2013-12-31 | 2015-07-02 | Smith International, Inc. | Computing systems, tools, and methods for simulating wellbore abandonment |
| BR112017010684B1 (pt) * | 2014-12-29 | 2022-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc | Métodos de linearização de sensor cruzado |
-
2015
- 2015-11-19 US US15/124,282 patent/US10495778B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2015-11-19 BR BR112018007370A patent/BR112018007370A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2015-11-19 WO PCT/US2015/061487 patent/WO2017086961A1/en active Application Filing
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2017086961A1 (en) | 2017-05-26 |
| US10495778B2 (en) | 2019-12-03 |
| US20170261640A1 (en) | 2017-09-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| BR112018007370A2 (pt) | método de estimativa em tempo real de composições e propriedades de fluidos | |
| BR112016028422A2 (pt) | método para a fratura hidráulica de uma formação subterrânea atravessada por um poço de exploração | |
| BR112017022114B8 (pt) | Aparelho para modelar um estado de carga e método para estimar um estado de carga | |
| BR112018007841A2 (pt) | métodos e sistema de processamento de dados ópticos. | |
| GB2566413A (en) | Application of electrochemical impedance spectroscopy in drilling fluid composition measurements | |
| BR112022018279A2 (pt) | Método e aparelho para determinar o estado operacional da matriz fotovoltaica, dispositivo e mídia de armazenamento | |
| BR112016006470A2 (pt) | método para predizer um risco durante operações de perfuração de um poço, e, dispositivo portador de programa não transitório | |
| BR112016002946A2 (pt) | sistemas e métodos de calibragem de elementos computacionais integrados | |
| BR112017001301A2 (pt) | sensor apenas de reflexão em múltiplos ângulos para a determinação em tempo quase real de propriedades acústicas de um interior de poço de fluido | |
| BR112013014023A2 (pt) | método para calibrar um instrumento de medição | |
| MX2018005522A (es) | Sistemas y metodos para evaluar y optimizar eficiencia de estimulacion utilizando desviadores. | |
| BR112015007291A2 (pt) | método e sistema para detectar curvatura em um fluido de perfuração dentro de um poço de perfuração | |
| WO2015126935A3 (en) | Automated profiling of the hardness of wood | |
| BR112015006550A2 (pt) | monitor de purgador de água de condensação, método para monitorar o funcionamento de um purgador de água de condensação | |
| BR112017009025A2 (pt) | métodos para calibrar dispositivos de computação óptica ou sensores ópticos. | |
| BR112018008999A2 (pt) | avaliação de redes de fluxo | |
| BR112013032591A2 (pt) | método e aparelho para mapear dados da saúde adquiridos pelo menos por um primeiro dispositivo de medição que é inútil por uma pluralidade de usuários em um registro de saúde apropriado e programa de computador em um meio legível por computador | |
| BR112016002893A2 (pt) | sistema para monitoramento de lama em tempo real, método para controle melhorado de um processo de perfuração, e, uso do sistema | |
| BR112014031182A2 (pt) | método para testar uma formação, sistema para testar a pressão de uma formação e meio de armazenamento legível por computador | |
| BR112017010684A2 (pt) | métodos de linearização cruzada de sensores. | |
| BR102012002812A8 (pt) | método para determinar a influência de uma variável em um fenômeno | |
| BR112015001936A2 (pt) | métodos de predizer um comportamento do fluido no reservatório usando uma equação de estado | |
| BR112017023421A2 (pt) | dispositivo para medição da taxa de injeção, processos para produção desse dispositivo, bem como processo de medição | |
| BR112017004575A2 (pt) | método de estimativa de comportamento atual ou futuro de uma entidade ou processo e aparelho para obter estimativas | |
| BRPI0901425A2 (pt) | método para análise de desempenho de um sistema de desenvolvimento de jazida, sistema para análise de desempenho de um sistema de desenvolvimento de jazida, produto de programa de computador para análise de desempenho de um sistema de desenvolvimento de jazida, método de provisão de um sistema para análise de desempenho de um sistema de desenvolvimento de jazida, e método para realização de uma análise de equiparação de curva de tipo de uma resposta de comportamento térmico transiente de um sistema de deselvolvimento de jazida |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B06U | Preliminary requirement: requests with searches performed by other patent offices: procedure suspended [chapter 6.21 patent gazette] | ||
| B11B | Dismissal acc. art. 36, par 1 of ipl - no reply within 90 days to fullfil the necessary requirements |