BRPI0714482A2 - dispositivo para quantificar os teores relativos de dois isàtopos, conjunto para analisar pelo menos um constituinte gasoso e mÉtodo para quantificar os teores relativos de dois isàtopos - Google Patents

dispositivo para quantificar os teores relativos de dois isàtopos, conjunto para analisar pelo menos um constituinte gasoso e mÉtodo para quantificar os teores relativos de dois isàtopos Download PDF

Info

Publication number
BRPI0714482A2
BRPI0714482A2 BRPI0714482-2A BRPI0714482A BRPI0714482A2 BR PI0714482 A2 BRPI0714482 A2 BR PI0714482A2 BR PI0714482 A BRPI0714482 A BR PI0714482A BR PI0714482 A2 BRPI0714482 A2 BR PI0714482A2
Authority
BR
Brazil
Prior art keywords
cavity
optical signal
measuring
measuring cavity
mirror
Prior art date
Application number
BRPI0714482-2A
Other languages
English (en)
Inventor
Jerome Breviere
Douglas Baer
Michael Whiticar
Original Assignee
Geoservices Equipements
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 Geoservices Equipements filed Critical Geoservices Equipements
Publication of BRPI0714482A2 publication Critical patent/BRPI0714482A2/pt

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N30/00—Investigating or analysing materials by separation into components using adsorption, absorption or similar phenomena or using ion-exchange, e.g. chromatography or field flow fractionation
    • G01N30/02—Column chromatography
    • G01N30/62—Detectors specially adapted therefor
    • G01N30/74—Optical detectors
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
    • G01N1/02—Devices for withdrawing samples
    • G01N1/22—Devices for withdrawing samples in the gaseous state
    • G01N1/2294—Sampling soil gases or the like
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
    • G01N21/17—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated
    • G01N21/25—Colour; Spectral properties, i.e. comparison of effect of material on the light at two or more different wavelengths or wavelength bands
    • G01N21/31—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry
    • G01N21/35—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry using infrared light
    • G01N21/3504—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry using infrared light for analysing gases, e.g. multi-gas analysis
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
    • G01N21/17—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated
    • G01N21/25—Colour; Spectral properties, i.e. comparison of effect of material on the light at two or more different wavelengths or wavelength bands
    • G01N21/31—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry
    • G01N21/35—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry using infrared light
    • G01N21/359—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry using infrared light using near infrared light
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
    • G01N1/02—Devices for withdrawing samples
    • G01N1/22—Devices for withdrawing samples in the gaseous state
    • G01N1/2247—Sampling from a flowing stream of gas
    • G01N2001/2267—Sampling from a flowing stream of gas separating gas from liquid, e.g. bubbles
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
    • G01N1/02—Devices for withdrawing samples
    • G01N1/22—Devices for withdrawing samples in the gaseous state
    • G01N1/2247—Sampling from a flowing stream of gas
    • G01N2001/227—Sampling from a flowing stream of gas separating gas from solid, e.g. filter
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N30/00—Investigating or analysing materials by separation into components using adsorption, absorption or similar phenomena or using ion-exchange, e.g. chromatography or field flow fractionation
    • G01N30/02—Column chromatography
    • G01N2030/022—Column chromatography characterised by the kind of separation mechanism
    • G01N2030/025—Gas chromatography

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Spectroscopy & Molecular Physics (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Soil Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Molecular Biology (AREA)
  • Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
  • Investigating Or Analysing Biological Materials (AREA)

Abstract

DISPOSITIVO PARA QUANTIFICAR OS TEORES RELATIVOS DE DOIS ISàTOPOS, CONJUNTO PARA ANALISAR PELO MENOS UM COSNTITUINTE GASOSO E MÉTODO PARA QUANTIFICAR OS TEORES RELATIVOS DE DOIS ISàTOPOS. A presente invenção refere-se a um dispositivo que compreende um meio (111) para formar um fluxo gasoso a partir da amostra e um meio (121) para separação de cada constituinte gasoso específico. O mesmo compreende um meio (115) para quantificar os teores relativos dos dois isótopos e serem analisados que compreende uma célula de medição ótica (127). A célula (127) compreende dois espelhos (134A, 137B) que delimitam a cavidade de medição (147). O dispositivo compreende um meio (161) para introduzir um sinal ótico incidente na cavidade de medições (147), um meio (161) para gerar uma pluralidade de reflexões do sinal em pontos separados (174A, 147B) em cada espelho (13A, 137B) durante o seu trajeto na cavidade,um meio (133) para medir um sinal ótico transmitido resultante a partir de uma interação entre o sinal ótico e cada isótopo na cavidade de medição (147), e um meio (125) para calcular os referidos teores relativos com base nos referidos sinais.

Description

"DISPOSITIVO PARA QUANTIFICAR OS TEORES RELATIVOS DE DOIS
ISÓTOPOS, CONJUNTO PARA ANALISAR PELO MENOS UM CONSTITUINTE GASOSO E MÉTODO PARA QUANTIFICAR OS TEORES
RELATIVOS DE DOIS ISÓTOPOS" Campo da Invenção
A presente invenção refere-se a um dispositivo de quantificação para quantificar os teores relativos de dois isótopos de pelo menos um constituinte gasoso específico contido em uma amostra gasosa a partir de um fluido, do tipo que compreende: - um meio para formar um fluxo gasoso a partir da amostra,
compreendendo meios para separação por meio de retenção seletiva de ou de cada constituinte gasoso específico;
- um meio para quantificar os teores relativos dos dois isótopos a serem analisados de ou de cada constituinte específico. O referido dispositivo é usado em particular para analisar os
gases extraídos a partir de um fluido de petróleo produzido em um poço de petróleo ou para determinar a composição do gás extraído a partir de um fluido de perfuração.
Neste último caso, quando um óleo ou outro escoamento de saída de poço é perfurado (em particular gás, vapor, água), é sabido se realizar uma análise dos compostos gasosos contidos na lama de perfuração que se originou a partir do poço. A referida análise permite que a seqüência geológica das formações que passaram durante a operação de perfuração seja reconstruída e seja usada para determinar as aplicações possíveis dos depósitos de fluido encontrados.
A referida análise, a qual é realizada em modo contínuo, compreende duas fases principais. A primeira fase consiste na extração dos gases portados pela lama (por exemplo, compostos de hidrocarboneto, dióxido de carbono, sulfeto de hidrogênio). A segunda fase consiste em qualificar e quantificar os gases extraídos.
Fundamentos da Invenção De modo a extrair os gases a partir da lama, um meio de desgaseificação com agitação mecânica do tipo descrito em FR 2 799 790 é com freqüência usado. Os gases extraídos a partir da lama, misturados com um gás veículo que é introduzido no meio de desgaseificação, são transportados por meio de sucção através de um tubo de extração de gás a um dispositivo de análise, o qual permite que os gases extraídos sejam quantificados.
O dispositivo de análise compreende um cromatógrafo de fase de gás (GPC) o qual permite que os diversos gases coletados no meio de desgaseificação sejam separados de modo a permitir a quantificação dos mesmos.
Em alguns casos, entretanto, para realizar uma análise mais
precisa do teor gasoso dos gases extraídos é necessário usar um dispositivo para medir a relação entre os conteúdos dos isótopos 13C e 12C nos compostos gasosos de hidrocarboneto extraídos a partir da lama.
Um dispositivo do referido tipo compreende, em conjunto com a cromatografia de fase gasosa, um forno de combustão e um espectrômetro de massa de proporção de isótopo (IRMS) os quais são pretendidos para analisar o fluxo de escoamento de saída do forno de combustão.
Um dispositivo do referido tipo não é satisfatório, em particular quando a análise deve ser realizada em um campo de perfuração ou em um campo de produção. O IRMS deve ser mantido em um ambiente livre de vibração sob condições de pressão e temperatura que são substancialmente constantes de modo a obter medições precisas e repetitivas. Conseqüentemente, é necessário realizar uma análise "desconectada" das amostras em um laboratório com temperatura controlada. Entretanto, caso seja desejável realizar a análise "em linha" é necessário implementar um controle climático bastante amplo, frágil e complexo e um conjunto de controle de IRMS próximo ao poço em um ambiente que pode ser hostil e inacessível. Descrição Resumida da Invenção
Um objetivo da presente invenção é, portanto, proporcionar um dispositivo para medições isotópicas de pelo menos um constituinte gasoso a partir de um fluido, cujo dispositivo pode prontamente ser disposto nas vizinhanças de um poço de petróleo ou em um campo de perfuração de modo a obter medições "conectadas" e, ainda, manter um nível adequado de precisão de medição para a análise.
Para este fim, a invenção refere-se a um dispositivo do tipo acima mencionado, caracterizado pelo fato de que o meio de quantificação compreende:
- uma célula de medição ótica que é conectada ao meio de
separação, sendo que a célula de medição compreende;
- pelo menos dois espelhos que delimitam uma cavidade de
medição; e
- um meio para transportar o fluxo gasoso à cavidade de medição; - um meio para introduzir um sinal ótico de incidência a laser
dotado de um comprimento de onda variável dentro da cavidade de medição;
- um meio para gerar uma pluralidade de reflexões do sinal ótico em pelo menos dois pontos separados em cada espelho durante o seu
percurso na cavidade; - um meio para medir um sinal ótico transmitido resultante a partir
de uma interação entre o sinal ótico e cada isótopo na cavidade de medição; e
- um meio para calcular os referidos teores relativos com base no sinal ótico transmitido. O dispositivo de acordo com a presente invenção pode compreender uma ou mais das características a seguir, tomadas isoladamente ou de acordo com todas as combinações tecnicamente possíveis:
- o meio de quantificação compreende meios para emitir um sinal ótico, e meios que podem oticamente transmitir o referido sinal ao meio de
introdução, e o meio de emissão compreende meios para ajustar o comprimento de onda do sinal emitido, cujos meios são capazes de ler uma faixa de comprimento de ondas específica por um período de tempo predeterminado;
- a célula compreende meios para capturar o componente a ser
analisado na cavidade de medição;
- pelo menos um primeiro espelho é dotado de uma refletividade inferior a 100%, o meio de medição sendo disposto na parte posterior do primeiro espelho fora da cavidade de medição;
-os espelhos são dispostos um em oposição ao outro ao longo do
eixo de cavidade, os espelhos dotados de superfícies refletivas as quais são dispostas coaxialmente ao longo do eixo da cavidade;
- os meios para gerar uma pluralidade de reflexões compreendem meios para inclinar o meio de introdução para inclinar o sinal ótico incidente a
ser introduzido na cavidade de medição com relação ao eixo da cavidade, pelo menos dois segmentos de sinal ótico separados na cavidade de medição sendo criados pelos meios para gerar uma pluralidade de reflexões;
- o meio de introdução compreende meios para posicionar o ponto de injeção do sinal ótico incidente dentro da cavidade de medição com
espaçamento a partir do eixo da cavidade;
- o meio de separação compreende um cromatógrafo de fase
gasosa; e
- o mesmo não é dotado de meios para combustão do fluxo gasoso.
A invenção adicionalmente se refere a um conjunto para analisar pelo menos um constituinte gasoso contido em um fluido de petróleo, do tipo compreendendo: - um meio para amostra do fluido de petróleo;
- um meio para extrair uma amostragem gasosa a partir do fluido, cujo meio é conectado ao meio de amostragem; e
- um dispositivo como acima definido, o meio de extração sendo conectado ao meio de formação.
A invenção também se refere a um método para quantificar os
teores relativos de dois isótopos de pelo menos um constituinte gasoso específico contido em uma amostra gasosa a partir de um fluido, do tipo que compreende as etapas a seguir:
- a formação de um fluxo gasoso a partir da amostra,
compreendendo uma fase de separação por meio de retenção seletiva de ou
de cada constituinte gasoso específico;
- a quantificação dos teores relativos dos dois isótopos a serem analisados de ou de cada constituinte específico;
caracterizado pelo fato de que a etapa de quantificação
compreende:
- a introdução do fluxo gasoso a partir da fase de separação dentro de uma célula de medição ótica, a célula de medição compreendendo pelo menos dois espelhos que delimitam uma cavidade de medição;
- o transporte do fluxo gasoso para a cavidade de medição;
- a introdução de um sinal ótico de incidência a laser dotado de
um comprimento de onda variável dentro da cavidade de medição;
- a geração de uma pluralidade de reflexões do sinal ótico em pelo menos dois pontos separados em cada espelho durante o seu trajeto na cavidade;
- a medição de um sinal ótico transmitido resultante a partir da interação entre o sinal ótico e cada isótopo na cavidade de medição; e
- o cálculo dos referidos teores relativos com base no sinal ótico
transmitido.
O método de acordo com a presente invenção pode compreender uma ou mais das características a seguir, tomadas isoladamente ou de acordo com todas as combinações tecnicamente possíveis:
- a etapa de quantificação inclui a captura do componente a ser analisado na cavidade de medição;
- a etapa de quantificação compreende uma fase para emitir um sinal ótico substancialmente monocromático, e uma fase para oticamente transmitir o referido sinal de modo a introduzir o mesmo na cavidade de medição, e a fase de emissão compreendo ajuste do comprimento de onda do
sinal gerado, e a leitura de uma faixa de comprimento de onda específica para um período de tempo predeterminado;
- pelo menos um primeiro espelho é dotado de uma refletividade inferior a 100%, a etapa de medição sendo realizada na parte posterior do primeiro espelho fora da cavidade de medição;
- os espelhos são dispostos um em oposição ao outro ao longo do
eixo de cavidade, os espelhos dotados de superfícies refletivas as quais são coaxialmente dispostas ao longo do eixo da cavidade, as reflexões sendo criadas entre as superfícies;
- a etapa para gerar uma pluralidade de reflexões compreende a inclinação do sinal ótico incidente a ser introduzido na cavidade de medição
com relação ao eixo da cavidade de modo a criar pelo menos dois segmentos de sinal ótico separados na cavidade de medição;
- a etapa de introdução compreende o posicionar o ponto de injeção do sinal ótico incidente dentro da cavidade de medição com espaçamento a partir do eixo da cavidade; e
- não há etapa para combustão do fluxo gasoso.
Descrição Resumida das Figuras A invenção será melhor entendida a partir da leitura da descrição
a seguir, oferecida puramente como exemplo e com referência aos desenhos
anexos, nos quais:
- A Figura 1 é uma vista esquemática seccionada de um conjunto de análise de acordo com a presente invenção, disposto em uma instalação
para perfuração de um poço de petróleo;
- A Figura 2 é uma vista detalhada de um primeiro dispositivo de quantificação de acordo com a presente invenção em um conjunto de análise ilustrado da Figura 1;
- A Figura 3 é uma vista esquemática parcialmente seccionada do meio de medição ótico do dispositivo da Figura 2 compreendendo em particular
um laser e um sensor; e
- A Figura 4 é uma vista que ilustra a linha de emissão do laser da Figura 3 como uma função do tempo, e a linha de recepção medida pelo sensor da Figura 3 como uma função do tempo quando um método de acordo
com a presente invenção é usado.
Descrição Detalhada da Invenção
Um dispositivo de quantificação de acordo com a presente invenção é, por exemplo, usado em um conjunto de análise 9 usado para a análise, sendo conectada do teor gasoso da lama de perfuração em uma instalação 11 para perfurar um poço de produção de petróleo.
Como ilustrado na Figura 1, a referida instalação 11 compreende um tubo de perfuração 13 na cavidade 14 através da qual uma ferramenta de perfuração giratória 15 se estende, e uma superfície de instalação 17. O tubo de perfuração compreende, na região da superfície 22, uma cabeça de poço 23 que é formada por um tubo 25 para descarregar um fluido de perfuração, referido como lama de perfuração.
A ferramenta de perfuração 15 compreende uma cabeça de perfuração 27, um conjunto de perfuração 29 e uma cabeça de injeção de líquido 31.
A cabeça de perfuração 27 compreende meios 33 para perfurar através das rochas do substrato 21. A mesma é montada na porção inferior do conjunto de perfuração 29 e é posicionada no fundo do tubo de perfuração 13. O conjunto 29 compreende um conjunto de tubos de perfuração
ocos. Os referidos tubos delimitam um espaço interno 35 o qual permite que um líquido seja transportado a partir da superfície 22 para a cabeça de perfuração 27. Para este fim, a cabeça de injeção de líquido 31 é aparafusada sobre a porção superior do conjunto 29. A instalação de superfície 17 compreende meios 41 para suportar
e direcionar a ferramenta de perfuração 15 em rotação, meios 43 para injetar líquido de perfuração e uma peneira vibratória 45.
Os meios de injeção 43 são hidraulicamente conectados à cabeça de injeção 31 de modo a introduzir e circular um líquido no espaço interno 35 do conjunto de perfuração 29.
A peneira vibratória 45 coleta o líquido carregado com resíduos de perfuração que é descarregado a partir do tubo de descarga 25 e separa os resíduos de perfuração líquidos dos sólidos.
Como ilustrado na Figura 2, um conjunto de análise 9 compreende meios 51 para amostragem da lama, cujos meios são dispostos dentro do tubo de descarga 25, um dispositivo de extração de gás 53, e um dispositivo 55 para analisar e quantificar os gases extraídos.
Os meios de amostragem 51 compreendem uma cabeça de líquido de amostragem 57 que é disposta no interior do tubo de descarga 25, um tubo de conexão 59 e uma bomba peristáltica 61 cujo coeficiente de fluxo pode ser ajustado.
O dispositivo de extração 53 compreende um recipiente 63, um tubo 65 para transportar lama para dentro do recipiente 63, um tubo 67 para descarregar a lama a partir do recipiente 63, uma entrada 69 para introduzir um gás veículo para dentro do recipiente 63, e um tubo 71 para extrair os gases extraídos a partir do recipiente 63.
O recipiente 63 é formado por um receptáculo selado cujo volume interno é, por exemplo, entre 0,4 e 3 litros. O referido recipiente 63 compreende uma porção inferior 73 na qual a lama circula e uma porção superior 75 a qual é dotada de uma tampa gasosa. O recipiente 63 é adicionalmente proporcionado com um agitador 77 que é imerso na lama.
Um tubo de suprimento de lama 65 se estende entre a saída da bomba peristáltica 61 e uma abertura de entrada que é disposta na porção inferior 73 do recipiente 63.
O referido tubo de suprimento 65 pode ser formado com meios para aquecer a lama (não ilustrado) de modo a conduzir a temperatura da referida lama a valores entre 25 e 120°C, preferivelmente entre 60 e 90°C. O tubo de descarga 67 se estende entre uma passagem de
extravasamento 87 que é disposta na porção superior 75 do recipiente 63 e um recipiente de retenção 89 que tem como objetivo receber a lama que é descarregada a partir do dispositivo 53. A mesma compreende um sifão de modo a evitar que o gás seja introduzido na porção superior 75 do recipiente 63 por meio do tubo de descarga 67. O gás é, portanto, introduzido no recipiente 63 apenas por meio da entrada de introdução de gás veículo 69.
A lama que é coletada no recipiente de retenção 89 é reciclada em direção aos meios de injeção 43 por meio de um tubo de recirculação de lama 98.
O tubo de extração de gás 71 estende-se entre uma abertura de extração 101, que é disposta na porção superior 75 do recipiente 63, e o dispositivo de análise 55. O mesmo compreende uma linha de transporte 107 que é formada por meios de controle de volume de fluxo e meios de sucção 109.
A linha de transporte 107 conecta o recipiente 63 que é disposto nas vizinhanças da cabeça de poço 23, na zona explosiva, o dispositivo de análise 55 que é disposto com espaçamento a partir da cabeça de poço 23 em uma zona não explosiva, por exemplo, em uma cabine pressurizada.
A referida linha de transporte 107 pode ser produzida com base em um material de polímero, conhecido por ser inerte com relação aos hidrocarbonetos, tais como PTFE ou THV, e é dotado de, por exemplo, um comprimento a partir de cerca de 10 m a 500 m. Os meios de sucção 109 compreendem uma bomba de vácuo a
qual permite que os gases extraídos a partir do recipiente 63 sejam transportados, por meio de sucção, ao dispositivo de análise 55.
Como ilustrado na Figura 2, o dispositivo de análise 55 de acordo com a presente invenção compreende um estágio 111 para formar um fluxo gasoso a ser analisado, e um estágio 115 para quantificar o teor dos constituintes gasosos a serem analisados na lama de perfuração, cujo estágio está diretamente conectado a uma saída do estágio de formação. O dispositivo de análise é, portanto, privado de meios de combustão dispostos entre um estágio de formação 111 e um estágio de quantificação 115. O estágio de formação 111 compreende um tubo de amostragem
117 que é disposto no interior do tubo de extração 71 na vizinhança da bomba 109, a montante da referida bomba, e um cromatógrafo de fase gasosa 119 que é formado por uma coluna 121 para separação por meio de retenção seletiva dos constituintes gasosos a serem analisados.
O cromatógrafo 119 é, por exemplo, um cromatógrafo de gás como é conhecido daqueles do estado da técnica, com um sistema de injeção de gás e uma coluna de separação cromatográfica 121 para separar os compostos a serem analisados antes da quantificação em um dispositivo de quantificação 115.
A coluna de separação 121 é dotada de um comprimento que se encontra entre 2 m e 25 m de modo a garantir um tempo de passagem médio para os gases entre 30s e 600s. A mesma é conectada ao tubo de amostragem 117 de modo a obter uma amostra gasosa a partir do tubo de extração 71 e formar um fluxo gasoso na saída da coluna 121, em cujo fluxo os constituintes da amostra a ser analisada são separados com o tempo.
O estágio de quantificação 115 compreende uma unidade ótica de medição 123 que é conectada diretamente a uma saída da coluna 121, e uma unidade de controle e cálculo 125 que é conectada eletricamente à unidade de medição 123.
Como ilustrado nas Figuras 2 e 3, a unidade ótica de medição 123 compreende uma célula de medição ótica 127, um laser 129 para emitir um sinal ótico incidente, um mecanismo 131 para introduzir o sinal ótico na célula 1 27, e um sensor 133 para medir um sinal ótico transmitido a partir da célula 127.
A célula 127 compreende uma câmara de confinamento 135, dois espelhos côncavos 137A, 137B os quais são fixos na câmara 135 e meios 139 para transportar o fluxo gasoso a partir do forno de combustão para dentro da câmara 135.
Com referência à Figura 3, a câmara 135 compreende uma parede cilíndrica 141 a qual se estende substancialmente ao longo de um eixo central longitudinal X-X', e duas paredes de extremidade planas 143A, 143B as quais fecham longitudinalmente a parede cilíndrica 141.
As paredes de extremidade 143A, 143B são transparentes com relação aos comprimentos de onda nas regiões próximas do infravermelho, tais como a região de 1100 nm, 1600 nm ou 2100 nm.
Cada espelho 137A, 137B é fixado na câmara 135 a uma parede
de extremidade correspondente 143A, 143B. Os espelhos 137A, 137B são fixados coaxialmente ao longo do eixo X-X'. Cada espelho 137A, 137B é dotado de uma superfície de reflexão côncava, substancialmente esférica 145A, 145B que é orientada em direção ao lado de dentro da câmara 135. O raio de curvatura das superfícies côncavas 145A, 145B é, por
exemplo, entre 4 m e 8 m. A refletividade dos espelhos 135A, 137B é maior do que 50% e preferivelmente maior do que 99% para comprimentos de onda nas regiões próximas do infravermelho como especificado acima.
As superfícies 145A, 145B se estendem uma em oposição à outra simetricamente com relação ao plano central vertical da câmara 135. Juntas, as mesmas delimitam, na câmara 135, uma cavidade de medição absorção 147 para a interação entre um sinal ótico e os constituintes que são introduzidos na cavidade 147 pelos meios de transporte 139. A distância que separa as superfícies 145A, 145B é em geral entre 50 cm e 90 cm. O meio de transporte 139 compreende um tubo 149 para
introduzir o fluxo gasoso na câmara e um tubo de descarga 151. Cada tubo 149, 151 é formado por uma válvula de controle de coeficiente de fluxo 149A, 151 A.
Um tubo de introdução 149 é conectado a uma saída do forno de combustão 133. O mesmo abre-se no interior da câmara 135 através da parede 141, na vizinhança do espelho a montante 137A.
O tubo de descarga 151 ainda se abre no interior da câmara 135 na vizinhança do espelho a jusante 137. A câmara 135 é formada pelos respectivos meios de controle de temperatura e pressão 152A, 152B.
O laser 129 compreende uma cavidade 153 para emitir um raio de luz que forma um sinal ótico substancialmente monocromático, meios 155 para ajustar o comprimento de onda médio do sinal, e meios 157 para controlar
a intensidade do sinal.
Um sinal substancialmente monocromático é interpretado como um sinal que é dotado de uma largura na faixa média de, por exemplo, entre 0.05 nm e 1 nm.
Os meios 157 para controlar a intensidade podem gerar um sinal
dotado de intensidade substancialmente constante por um período de tempo variável.
O mecanismo de transmissão e introdução 131 compreende um espelho de deflexão 159 que é disposto em oposição à cavidade de emissão 153 e um espelho 161 para ajustar o ângulo de injeção dentro da cavidade de medição 147, cujo espelho é disposto em oposição ao espelho a jusante 143B no lado externo da câmara 135, e é disposto em oposição ao espelho de deflexão 159.
O ajuste do espelho 161 é proporcionado com meios para ajustar o ângulo de injeção formado pelo eixo longitudinal X-X' e o eixo do segmento 162 do sinal ótico incidente introduzido na cavidade 147, obtido entre o ponto de reflexão 162B do mesmo no espelho 161 e um ponto de introdução 162A do mesmo na câmara 135.
O espelho 161 é adicionalmente proporcionado com meios para o deslocamento transverso com relação ao eixo X-X' de modo a posicionar um ponto de introdução 162A com espaçamento a partir do eixo X-X'.
O sensor 133 para medir o sinal ótico transmitido compreende uma lente de foco 163 a qual se estende perpendicularmente com relação ao eixo X-X' na parte posterior do espelho a montante 137A, no lado de fora da câmara 135, e um detector de intensidade 165 que é disposto no ponto focai da lente 163 localizado no eixo X-X1 em oposição à câmara 135 com relação a lente 163. O detector 165 é eletricamente conectado à unidade de controle e cálculo 125.
Um primeiro método para quantificar um constituinte que é contido em uma amostra gasosa obtida a partir da lama de perfuração e que é realizado em linha quando um poço é perfurado será agora descrito com referência à Figura 1.
De modo a realizar a operação de perfuração, a ferramenta de
perfuração 15 é acionada em rotação pela instalação de superfície 41. Um líquido de perfuração é introduzido no espaço interno 35 do conjunto de perfuração 29 pelos meios de injeção 43. O referido líquido se move para baixo até a cabeça de perfuração 27 e passa para dentro do tubo de perfuração 13 através da cabeça de perfuração 27. O referido líquido se resfria e Iubrifica os meios de perfuração 33. Então o líquido coleta os resíduos sólidos resultantes a partir da operação de perfuração e se move para cima mais uma vez através do espaço anular que é de finido entre o conjunto de perfuração 29 e as paredes do tubo de perfuração 13, sendo descarregado por meio do tubo de descarga 25.
A bomba peristáltica 61 é então ativada de modo a remover, em modo contínuo, uma fração específica da lama de perfuração que está circulando no tubo 25.
A referida fração de lama é transportada até a câmara 63 por meio do tubo de suprimento 65.
O agitador 77 é orientado em rotação na porção inferior 73 da câmara 63 de modo a implementar a extração dos gases contidos na lama e a mistura dos gases extraídos com o gás veículo conduzidos através da entrada de injeção 69.
A mistura gasosa é extraída por meio do tubo de extração 71, sob a ação de sucção produzida pela bomba a vácuo 109. A referida mistura é então transportada até o dispositivo de análise 55.
A mistura gasosa contendo uma pluralidade de constituintes a
serem analisados é então injetada no cromatógrafo 119 através do tubo de amostragem 117. Um fluxo gasoso, no qual os diversos constituintes a serem analisados na mistura gasosa são separados com o tempo, é então obtido na saída da coluna 121. O referido fluxo gasoso sucessivamente compreende, por exemplo, Ci hidrocarbonetos, então C2 hidrocarbonetos então CO2, então outros compostos mais pesados. O fluxo gasoso então penetra na unidade ótica de medição 123.
No caso do constituinte ser um hidrocarboneto, os isótopos a serem analisados são aqueles do carbono, isto é, 12C carbono e 13C carbono. Se o constituinte for água, os isótopos a serem analisados são aqueles do oxigênio.
Na unidade 123, os diversos constituintes são sucessivamente introduzidos na câmara 135 e fluem na cavidade ótica 147 a partir de um tubo de introdução 149 ao tubo de descarga 151. No método de acordo com a presente invenção, imediatamente
após o primeiro componente a ser analisado ter entrado na cavidade 147, a cavidade 147 é isolada a partir do fluxo gasoso com válvulas 149A e 151A para realizar a quantificação. Então os meios 155 para ajustar o comprimento de onda são controlados para ler uma faixa de comprimento de onda nas regiões próximas do infravermelho tais como 1100 nm, 1600 nm ou 2100 nm (linha 172 na Figura 4) para um período de tempo predeterminado.
Uma operação de leitura do referido tipo é repetida para cada passagem dos diversos constituintes que devem ser analisados e os quais circulam sucessivamente a cavidade de medição 147 após a abertura das válvulas 149A e 151 A.
O sinal de laser incidente 169 é transportado até a cavidade ótica 147 por meio da reflexão no espelho de deflexão 159 e do espelho de ajuste 161 então pela transmissão através da parede 143B e do espelho 137B.
O sinal de laser é introduzido na cavidade 147 no ponto 162A que é localizado com espaçamento a partir do eixo X-X'. O ângulo de injeção a é ajustado diferente de zero.
O sinal ótico então trafega ao longo de um trajeto ótico para frente e para trás na cavidade de medição 147, formado por sucessivos segmentos separados 173 os quais são delimitados por uma pluralidade de pontos de reflexão distintos 174B em cada superfície côncava 145A, 145B. A referida pluralidade de reflexões é gerada pelo controle da inclinação do espelho 161.
O sinal ótico, portanto, cobre um trajeto ótico que compreende pelo menos 100 segmentos na cavidade de medição 147, e preferivelmente pelo menos 1000 segmentos.
Considerando as interações fracas entre os diversos segmentos 173 do sinal ótico formado entre os sucessivos pontos de reflexão 174A, 174B do sinal nos espelhos 137A, 137B, a cavidade de medição 147 não é dotada de seletividade com relação à transmissão de comprimento de onda e não é necessário modificar o comprimento y da cavidade 147 de modo a adaptar ao comprimento de onda. A unidade ótica de medição 123, portanto, não é dotada de componentes eletrônicos que são antieconômicos e difíceis de usar em um campo de petróleo.
A interação dos diversos segmentos 173 e dos diversos isótopos
dos constituintes contidos na cavidade de medição 147 gera um sinal ótico que porta um item de informação característico do teor dos referidos isótopos na cavidade de medição 147. -9 17
O sinal ótico interage com os constituintes moleculares da célula de medição por meio de excitação vibratória. As moléculas absorvem uma porção do sinal ótico resultando em uma perda de intensidade ótica. Isto ocorre em cada segmento 173 que é transmitido através do espelho a montante 137A
e que não é refletido na superfície 145A.
O sinal ótico transmitido é focalizado através da lente 163 e detectado pelo sensor 165 de modo a obter a intensidade 175 como uma
função do tempo ilustrada na Figura 4(b).
Adicionalmente, a faixa de comprimento de onda do sinal ótico é ajustada de modo a ler uma faixa na qual duas absorções características de dois isótopos respectivos do mesmo elemento são produzidas, por exemplo, carbono 12C e carbono 13C1 a intensidade 175 do sinal ótico transmitido como uma função do comprimento de onda mostra duas regiões de absorção de característica respectiva 176 e 177 dos referidos dois isótopos. A relação dos teores de dois isótopos do mesmo constituinte, por exemplo, os C1 hidrocarbonetos, na lama de perfuração, é então calculada com base na relação entre as profundidades das regiões 176 e 177, com referência para a
linha basal obtida fora das regiões de absorção.
Adicionalmente, o tempo de declínio da intensidade 175 do sinal transmitido pode ser usado para quantificar a quantidade absoluta de cada constituinte.
O método é então repetido durante a passagem sucessiva de
cada constituinte a ser analisado na cavidade 147.
Em virtude da invenção que foi acima descrita, é possível se proporcionar um dispositivo 55 para medições isotópicas em uma amostra a partir de um fluido de petróleo, que pode ser prontamente adaptado na vizinhança de uma instalação de perfuração ou um poço para a exploração de fluidos. O 18
A combinação dos meios 111 para formar um fluxo gasoso compreendendo uma coluna 121 para separação por meio de retenção seletiva, com uma unidade 115 para medição ótica do teor dos isótopos dos constituintes separados pela coluna 121 permite a análise "em linha" dos compostos gasosos extraídos a partir de um fluido de perfuração ou de um fluido proveniente de um poço, e ainda retém um nível significativo de seletividade para realizar medições isotópicas valiosas.
Adicionalmente, o uso de uma unidade ótica de medição 115, compreendendo uma cavidade de absorção refletiva 147 na qual a incidência do sinal ótico injetado na cavidade 147 não é zero, simplifica de forma considerável os instrumentos necessários, o que permite que o dispositivo de quantificação 55 seja prontamente deslocado e posicionado na vizinhança de uma instalação de perfuração ou em um poço de petróleo.
Como mostrado nas Figuras 2 e 3, um único laser 129 dotado de uma única cavidade 153 é usado na unidade ótica de medição 123.
A faixa de comprimentos de onda gerada pelo laser 129 quando a leitura dos constituintes na cavidade 147 é realizada é suficientemente ampla para se obter duas regiões distintas de absorção correspondendo a dois isótopos distintos, por exemplo, para carbono 12C e carbono 13C, sem a necessidade de usar duas fontes de laser diferentes,
Ademais, o sinal de laser incidente 169 produzido na cavidade 153 é completamente transportado em direção da cavidade 147 sem significante absorção em seu trajeto em direção à cavidade 147. O sinal 169 não é dividido ou passado através de uma célula de referência contendo uma
amostra de referência.
O dispositivo 55 é privado da referida célula de referência, que
não é necessária para se obter as proporções isotópicas.

Claims (18)

1. DISPOSITIVO PARA QUANTIFICAR OS TEORES RELATIVOS DE DOIS ISÓTOPOS, de pelo menos um constituinte gasoso específico contido em uma amostra gasosa a partir de um fluido, do tipo que compreende: - um meio (111) para formar um fluxo gasoso a partir da amostra, compreendendo meios (121) para separação por meio de retenção seletiva de ou de cada constituinte gasoso específico; - um meio (11 5) para quantificar os teores relativos dos dois isótopos a serem analisados de ou de cada constituinte específico; caracterizado pelo fato de que o meio de quantificação (115) compreende: - uma célula de medição ótica (127) que é conectada aos meios de separação (121), sendo que a célula de medição (127) compreende; - pelo menos dois espelhos (137A, 137B) que delimitam uma cavidade de medição (147); e - um meio (139) para transportar o fluxo gasoso à cavidade de medição (147); - um meio (161) para introduzir um sinal ótico de incidência a laser dotado de um comprimento de onda variável dentro da cavidade de medição (147); - um meio (161) para gerar uma pluralidade de reflexões do sinal ótico em pelo menos dois pontos separados (174A, 174B) em cada espelho (137A, 137B) durante o seu trajeto na cavidade; - um meio (133) para medir um sinal ótico transmitido resultante a partir de uma interação entre o sinal ótico e cada isótopo em uma cavidade de medição (147); e - um meio (125) para calcular os referidos teores relativos com base no sinal ótico transmitido.
2. DISPOSITIVO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o meio de quantificação (115) compreende meios (129) para emitir um sinal ótico, e meios (159) para oticamente transmitir o referido sinal ao meio de introdução (161), e em que o meio de emissão (129) compreende meios (155) para ajustar o comprimento de onda do sinal emitido, cujos meios são capazes de ler uma faixa de comprimento de onda específica para um período de tempo predeterminado.
3. DISPOSITIVO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que a célula (127) compreende meios (149A, 151 A) para capturar o componente a ser analisado na cavidade de medição (147).
4. DISPOSITIVO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelo fato de que pelo menos um primeiro espelho (137A) é dotado de uma refletividade inferior a 100%, o meio de medição (133) sendo disposto na parte posterior do primeiro espelho fora da cavidade de medição (147).
5. DISPOSITIVO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de que os espelhos (137A, 137B) são dispostos um em oposição ao outro ao longo do eixo de cavidade (X-X'), os espelhos (137A, 137B) são dotados de superfícies refletivas (145A, 145B) as quais são coaxialmente dispostas ao longo do eixo da cavidade (X-X').
6. DISPOSITIVO, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que os meios para gerar uma pluralidade de reflexões compreende meios para inclinar o meio de introdução (161) para inclinar o sinal ótico incidente a ser introduzido na cavidade de medição (147) com relação ao eixo da cavidade (X-X1)1 pelo menos dois segmentos de sinal ótico separados (17 3) na cavidade de medição (147) sendo criados pel os meios para gerar uma pluralidade de reflexões.
7. DISPOSITIVO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 5 a 6, caracterizado pelo fato de que o meio de introdução (161) compreende meios (161) para posicionar o ponto de injeção (162B) do sinal ótico incidente dentro da cavidade de medição (147) com espaçamento a partir do eixo da cavidade X-X'.
8. DISPOSITIVO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de que o meio de separação compreende um cromatógrafo de fase gasosa (121).
9. DISPOSITIVO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8, caracterizado pelo fato de que o mesmo não apresenta meios para combustão do fluxo gasoso.
10. CONJUNTO PARA ANALISAR PELO MENOS UM CONSTITUINTE GASOSO, contidos em um fluido de petróleo, caracterizado por compreender: - um meio (51) para amostragem do fluido de petróleo; - um meio (53) para extrair uma amostra gasosa a partir do fluido, cujo meio é conectado ao meio de amostragem (51); e - um dispositivo (55) conforme definido em qualquer uma das reivindicações 1 a 9, os meios de extração (53) sendo conectados ao meio de formação (111).
11. MÉTODO PARA QUANTIFICAR OS TEORES RELATIVOS DE DOIS ISÓTOPOS, de pelo menos um constituinte gasoso específico contido em uma amostra gasosa a partir de um fluido, do tipo que compreende as etapas a seguir: - a formação de um fluxo gasoso a partir da amostra, compreendendo uma fase de separação por meio de retenção seletiva de ou de cada constituinte gasoso específico; - a quantificação dos teores relativos dos dois isótopos a serem analisados de ou de cada constituinte específico; caracterizado pelo fato de que a etapa de quantificação (115) compreende: - a introdução do fluxo gasoso a partir da fase de separação para dentro de uma célula de medição ótica (127), a célula de medição (127) compreendendo pelo menos dois espelhos (137A, 137B) que delimitam uma cavidade de medição (147); - o transporte do fluxo gasoso para a cavidade de medição (147); - a introdução de um sinal ótico de incidência a laser dotado de um comprimento de onda variável dentro da cavidade de medição (147); - a geração de uma pluralidade de reflexões do sinal ótico em pelo menos dois pontos separados (174A, 174B) em cada espelho (137A, 137B) durante o seu trajeto na cavidade; - a medição de um sinal ótico transmitido resultante a partir de uma interação entre o sinal ótico e cada isótopo na cavidade de medição (147); e - o cálculo dos referidos teores relativos com base no sinal ótico transmitido.
12. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que a etapa de quantificação inclui a captura do componente a ser analisado na cavidade de medição (147).
13. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 11 ou 12, caracterizado pelo fato de que a etapa de quantificação compreende uma fase para emitir um sinal ótico substancialmente monocromático, e uma fase para oticamente transmitir o referido sinal de modo a introduzir o mesmo na cavidade de medição (147), e em que a fase de emissão compreende o ajuste do comprimento de onda do sinal gerado, e a leitura de uma faixa de comprimento de onda específica para um período de tempo predeterminado.
14. MÉTODO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 11 a 13, caracterizado pelo fato de que pelo menos um primeiro espelho (137A) é dotado de uma refletividade inferior a 100%, a etapa de medição sendo realizada na parte posterior do primeiro espelho (137A) fora da cavidade de medição (147).
15. MÉTODO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 11 a 14, caracterizado pelo fato de que os espelhos (137A, 137B) são dispostos um em oposição ao outro ao longo do eixo de cavidade (X-X'), os espelhos dotados de superfícies refletivas (145A, 145B) as quais são coaxialmente dispostas ao longo do eixo da cavidade (X-X1)1 as reflexões sendo criadas entre as superfícies (145A, 145B).
16. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que a etapa para gerar uma pluralidade de reflexões compreende a inclinação do sinal ótico incidente a ser introduzido na cavidade de medição (147) com relação ao eixo da cavidade (X-X') de modo a criar pelo menos dois segmentos de sinal ótico separados (173) na cavidade de medição (147).
17. MÉTODO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 15 a 16, caracterizado pelo fato de que a etapa de introdução (161) compreende posicionar o ponto de injeção (162B) do sinal ótico incidente dentro da cavidade de medição (147) com espaçamento a partir do eixo da cavidade (X-X').
18. MÉTODO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 15 a 17, caracterizado pelo fato de que não há etapa para combustão do fluxo gasoso.
BRPI0714482-2A 2006-08-11 2007-08-10 dispositivo para quantificar os teores relativos de dois isàtopos, conjunto para analisar pelo menos um constituinte gasoso e mÉtodo para quantificar os teores relativos de dois isàtopos BRPI0714482A2 (pt)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP06291304A EP1887342A1 (en) 2006-08-11 2006-08-11 Device for quantifiying the relative contents of two isotopes of at least one specific gaseous constituent contained in a gaseous sample from a fluid related assembly and process.
EP06291304.1 2006-08-11
PCT/IB2007/002317 WO2008017949A1 (en) 2006-08-11 2007-08-10 Device for quantifying the relative contents of two isotopes of at least one specific gaseous constituent contained in a gaseous sample from a fluid, related assembly and process

Publications (1)

Publication Number Publication Date
BRPI0714482A2 true BRPI0714482A2 (pt) 2013-04-24

Family

ID=37615671

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
BRPI0714482-2A BRPI0714482A2 (pt) 2006-08-11 2007-08-10 dispositivo para quantificar os teores relativos de dois isàtopos, conjunto para analisar pelo menos um constituinte gasoso e mÉtodo para quantificar os teores relativos de dois isàtopos

Country Status (6)

Country Link
US (1) US8810794B2 (pt)
EP (2) EP1887342A1 (pt)
BR (1) BRPI0714482A2 (pt)
CA (1) CA2660429C (pt)
NO (1) NO20090622L (pt)
WO (1) WO2008017949A1 (pt)

Families Citing this family (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2444802A1 (en) 2010-10-22 2012-04-25 Geoservices Equipements Device for analyzing at least one hydrocarbon contained in a drilling fluid and associated method.
ITMI20111647A1 (it) * 2011-09-14 2013-03-15 Geolog Spa Sistema analitico da cantiere per il calcolo del rapporto isotopico del carbonio in piu' specie gassose tramite un unico analizzatore
CN103207159A (zh) * 2012-01-12 2013-07-17 筵丽萍 一种近红外光谱测量系统和方法
TWI464386B (zh) * 2013-04-19 2014-12-11 Radiant Innovation Inc 具有防震功能之氣體濃度偵測裝置
EP2824455B1 (en) 2013-07-10 2023-03-08 Geoservices Equipements SAS System and method for logging isotope fractionation effects during mud gas logging
GB2538465B (en) * 2014-04-04 2021-03-03 Halliburton Energy Services Inc Isotopic analysis from a controlled extractor in communication to a fluid system on a drilling rig
EP3012616A1 (en) * 2014-10-22 2016-04-27 Services Petroliers Schlumberger A system and method for analyzing a gaseous sample extracted from a drilling fluid coming from a wellbore
US10184334B2 (en) 2014-12-11 2019-01-22 Schlumberger Technology Corporation Analyzing reservoir using fluid analysis
WO2016093842A1 (en) 2014-12-11 2016-06-16 Schlumberger Canada Limited Analyzing reservoir using fluid analysis
GB2567123B (en) * 2016-10-13 2022-02-09 Halliburton Energy Services Inc Gas isotope analysis
JP6730373B2 (ja) * 2018-06-12 2020-07-29 大陽日酸株式会社 光多重反射容器
US11525822B2 (en) 2020-03-16 2022-12-13 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Quantifying operational inefficiencies utilizing natural gasses and stable isotopes
US11619129B2 (en) 2020-08-28 2023-04-04 Halliburton Energy Services, Inc. Estimating formation isotopic concentration with pulsed power drilling
US11585743B2 (en) 2020-08-28 2023-02-21 Halliburton Energy Services, Inc. Determining formation porosity and permeability
US11459883B2 (en) 2020-08-28 2022-10-04 Halliburton Energy Services, Inc. Plasma chemistry derived formation rock evaluation for pulse power drilling
US11536136B2 (en) 2020-08-28 2022-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Plasma chemistry based analysis and operations for pulse power drilling
US11499421B2 (en) 2020-08-28 2022-11-15 Halliburton Energy Services, Inc. Plasma chemistry based analysis and operations for pulse power drilling
US11867682B2 (en) 2020-09-21 2024-01-09 Baker Hughes Oilfield Operations Llc System and method for determining natural hydrocarbon concentration utilizing isotope data
CN113075349B (zh) * 2021-06-04 2021-08-24 中国科学院地质与地球物理研究所 一种基于标准物质化学淋滤的碳酸盐岩钕同位素提取和分析方法
WO2024006875A1 (en) * 2022-06-29 2024-01-04 Schlumberger Technology Corporation Tunable laser spectroscopy measurement of c13 ethane

Family Cites Families (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3137758A (en) * 1960-03-16 1964-06-16 Perkin Elmer Corp Apparatus for spectrochemical analysis by the internal standard method
US3649201A (en) * 1967-10-27 1972-03-14 Phillips Petroleum Co Reservoir analysis
US5015348A (en) * 1972-06-14 1991-05-14 Eerkens Jozef W High mass isotope separation arrangement
US5110430A (en) * 1972-06-14 1992-05-05 Cameco Corporation (Trustee) High mass isotope separation arrangement
US3847549A (en) * 1973-03-12 1974-11-12 Phillips Petroleum Co Method of geochemical exploration
US4440013A (en) * 1982-03-03 1984-04-03 International Business Machines Corp. Gas chromatograph, Fourier transform, infrared spectroscopy system
US4517461A (en) * 1982-11-29 1985-05-14 Phillips Petroleum Co Carbon isotope analysis of hydrocarbons
US4587835A (en) * 1985-01-09 1986-05-13 International Business Machines Corp. Light pipe and heater apparatus
CA1332204C (en) * 1987-10-26 1994-10-04 Kenneth W. Busch Infrared emission detection
US4833915A (en) * 1987-12-03 1989-05-30 Conoco Inc. Method and apparatus for detecting formation hydrocarbons in mud returns, and the like
US5012052A (en) * 1988-03-22 1991-04-30 Indiana University Foundation Isotope-ratio-monitoring gas chromatography-mass spectrometry apparatus and method
FR2646508B1 (fr) * 1989-04-26 1994-04-29 Geoservices Procede et appareil pour prelever en continu des echantillons gazeux contenus dans un liquide egalement charge de solides notamment dans une boue de forage petrolier
DE4021465A1 (de) * 1990-07-05 1992-01-16 Kettel Dirk Verfahren zum nachweis des erdgaspotentials in sedimentbecken und daraus abgeleitet des erdoelpotentials
US5394236A (en) * 1992-02-03 1995-02-28 Rutgers, The State University Methods and apparatus for isotopic analysis
US5818580A (en) * 1996-03-12 1998-10-06 Rutgers, The State University Simultaneous multisample analysis and apparatus therefor
US5828687A (en) * 1996-12-24 1998-10-27 Alimenterics Inc. Variable dimension optical chamber and laser incorporating the same
US5783741A (en) * 1997-01-31 1998-07-21 Atlantic Richfield Company Capillary furnace for improved peak resolution in gas isotope chromatography
JP4312294B2 (ja) * 1999-03-26 2009-08-12 独立行政法人科学技術振興機構 アイソトポマー吸収分光分析装置及びその方法
FR2799790B1 (fr) * 1999-09-24 2001-11-23 Inst Francais Du Petrole Methode et systeme d'extraction, d'analyse et de mesure sur des constituants transportes par un fluide de forage
FR2815074B1 (fr) * 2000-10-10 2002-12-06 Inst Francais Du Petrole Methode d'analyse et de mesures chimique et isotopique sur des constituants transportes par un fluide de forage
US6888127B2 (en) * 2002-02-26 2005-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for performing rapid isotopic analysis via laser spectroscopy
EP1508794B1 (en) 2003-08-18 2019-05-01 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for performing rapid isotopic analysis via laser spectroscopy
US7362422B2 (en) * 2003-11-10 2008-04-22 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for a downhole spectrometer based on electronically tunable optical filters
US7976780B2 (en) * 2005-08-15 2011-07-12 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for measuring isotopic characteristics

Also Published As

Publication number Publication date
EP1887342A1 (en) 2008-02-13
US20100031732A1 (en) 2010-02-11
CA2660429A1 (en) 2008-02-14
EP2049884A1 (en) 2009-04-22
CA2660429C (en) 2016-07-12
NO20090622L (no) 2009-05-11
US8810794B2 (en) 2014-08-19
EP2049884B1 (en) 2019-01-02
WO2008017949A1 (en) 2008-02-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
BRPI0714482A2 (pt) dispositivo para quantificar os teores relativos de dois isàtopos, conjunto para analisar pelo menos um constituinte gasoso e mÉtodo para quantificar os teores relativos de dois isàtopos
BRPI0714481A2 (pt) dispositivo (55) para quantificar o teor de pelo menos um constituinte gasoso contido em uma amostra gasosa a partir de um fluido do tipo, conjunto (9) para analisar pelo menos um constituinte gasoso contido em um fluido de petràleo do tipo e mÉtodo para quantificar o teor de pelo menos um constituinte gasoso contido em uma amostra gasosa a a partir de um fluido do tipo
US11454584B2 (en) Motion modulation fluidic analyzer system
US7294513B2 (en) Method and apparatus for characterizing solutions of small particles
US8677814B2 (en) Device for extracting at least one type of gas contained in a drilling mud, an analysis arrangement and a related extraction method
US7330262B2 (en) Methods and apparatus for determining the content materials of a liquid employing a piston movable within a measuring chamber
US5167149A (en) Apparatus and method for detecting the presence of gas in a borehole flow stream
WO1998045575A1 (en) Method and apparatus for the downhole compositional analysis of formation gases
US20080245133A1 (en) Apparatus and method for eliminating the breakthrough peak in differential detectors
US20040017568A1 (en) Absolute measurement centrifuge
JP2008544275A (ja) 分光法的プローブ用の使い捨て可能／密封可能なキャップの改良
Bidari et al. A novel methodology based on solvents less dense than water through dispersive liquid–liquid microextraction: application in quantitation of l-ascorbate in fruit juices and soft drinks by fiber optic-linear array detection spectrophotometry
RU2451924C2 (ru) Способ анализа совокупности углеводородов, содержащихся в буровом растворе, и соответствующее устройство
Lodder et al. A disposable liquid microcell for near-infrared reflectance analysis
FR2828282A1 (fr) Dispositif de mesure en pression et temperature sur des fluides petroliers
US3075426A (en) Refractometry apparatus
WO2002008742A1 (en) Extended pathlength detection in separations
SU524113A1 (ru) Способ определени концентрации вещества
SU369491A1 (ru) I ВСЕСОЮЗНАЯ'штт^'^вш^^нш
CN112345666A (zh) 一种高灵敏度液相色谱检测系统
JPS59111060A (ja) 沈降力場流動分別装置
RU2005136555A (ru) Способ определения метанола в газовом конденсате
O'Rourke et al. Self-referencing remote optical probe

Legal Events

Date Code Title Description
B07A Technical examination (opinion): publication of technical examination (opinion) [chapter 7.1 patent gazette]
B25G Requested change of headquarter approved

Owner name: GEOSERVICES EQUIPEMENTS (FR)

B09B Patent application refused [chapter 9.2 patent gazette]
B09B Patent application refused [chapter 9.2 patent gazette]

Free format text: MANTIDO O INDEFERIMENTO UMA VEZ QUE NAO FOI APRESENTADO RECURSO DENTRO DO PRAZO LEGAL