EA006285B1 - Способ определения параметров частиц, основанный на флуоресцентном изображении - Google Patents
Способ определения параметров частиц, основанный на флуоресцентном изображении Download PDFInfo
- Publication number
- EA006285B1 EA006285B1 EA200400539A EA200400539A EA006285B1 EA 006285 B1 EA006285 B1 EA 006285B1 EA 200400539 A EA200400539 A EA 200400539A EA 200400539 A EA200400539 A EA 200400539A EA 006285 B1 EA006285 B1 EA 006285B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- dispersed material
- fluids
- fluorescence
- fluid
- particle size
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 61
- 239000002245 particle Substances 0.000 title claims abstract description 59
- 238000000799 fluorescence microscopy Methods 0.000 title 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 81
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 44
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 42
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 40
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 22
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 12
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims description 30
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 28
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 15
- 239000007850 fluorescent dye Substances 0.000 claims description 10
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims description 8
- 230000001678 irradiating effect Effects 0.000 claims description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 abstract description 11
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 4
- 238000000684 flow cytometry Methods 0.000 abstract description 4
- 238000000149 argon plasma sintering Methods 0.000 abstract 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 abstract 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 25
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 16
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 9
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 9
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 8
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 7
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 6
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 4
- 239000000975 dye Substances 0.000 description 4
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 2
- 239000003086 colorant Substances 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 238000005286 illumination Methods 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 238000002073 fluorescence micrograph Methods 0.000 description 1
- 238000001506 fluorescence spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000007431 microscopic evaluation Methods 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/02—Investigating particle size or size distribution
- G01N15/0205—Investigating particle size or size distribution by optical means
- G01N15/0227—Investigating particle size or size distribution by optical means using imaging; using holography
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/10—Investigating individual particles
- G01N15/14—Optical investigation techniques, e.g. flow cytometry
- G01N15/1456—Optical investigation techniques, e.g. flow cytometry without spatial resolution of the texture or inner structure of the particle, e.g. processing of pulse signals
- G01N15/1459—Optical investigation techniques, e.g. flow cytometry without spatial resolution of the texture or inner structure of the particle, e.g. processing of pulse signals the analysis being performed on a sample stream
-
- 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
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/10—Investigating individual particles
- G01N15/14—Optical investigation techniques, e.g. flow cytometry
- G01N15/1429—Signal processing
- G01N15/1433—Signal processing using image recognition
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/10—Investigating individual particles
- G01N15/14—Optical investigation techniques, e.g. flow cytometry
- G01N2015/1486—Counting the particles
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/10—Investigating individual particles
- G01N15/14—Optical investigation techniques, e.g. flow cytometry
- G01N2015/1497—Particle shape
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Pathology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Investigating, Analyzing Materials By Fluorescence Or Luminescence (AREA)
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение относится к способу определения распределения размеров частиц (РРЧ) закупоривающих агентов в текучих, в частности водных, средах, применяемых при добыче углеводородов. Текучие среды в данном случае представляют собой буровые растворы, жидкости для вскрытия пластов, растворы для заканчивания скважин и т.п. Было обнаружено, что поскольку используемый в качестве закупоривающего агента карбонат кальция проявляет автофлуоресценцию, для него можно селективным образом определить РРЧ. Способ воспроизводим, причем его реализации не мешает присутствие других частиц, таких как выбуренные твердые продукты, оказывающие мешающее воздействие в рамках обычных способов, использующих, например, рассеяние света. В случае присутствия других флуоресцирующих компонентов излучение, применяемое для возбуждения флуоресценции закупоривающего агента, можно профильтровать с выделением конкретной частоты. Другим техническим приемом, который можно использовать для реализации изобретения, является применение проточного цитометра.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способам определения наличия и пропорции определенных добавок в текучих средах и, более конкретно, в рамках одного из вариантов осуществления, к способам определения наличия и пропорции агентов, закупоривающих трещины в стенках ствола скважины и находящихся в водных буровых (так называемых глинистых) растворах, жидкостях для вскрытия пластов и растворах для заканчивания скважин.
Уровень техники
Известны буровые растворы, применяющиеся при бурении подземных нефтяных и газовых скважин, а также в других приложениях таких растворов и других методиках бурения. В случае роторного бурения от буровых растворов, известных также под названием буровой ил или просто ил, зависит множество функций и параметров. Указанные растворы должны переносить выбуренные породы от нижней части бура вверх, транспортировать их в том же направлении по кольцевому каналу и обеспечивать возможность их отделения на поверхности во время охлаждения и очистки роторного бура. Буровой ил предназначен также для уменьшения трения между бурильной колонной и стенками отверстия во время поддерживания устойчивого равновесия необсаженных секций ствола скважины. Буровой раствор имеет такой состав, который предотвращает нежелательные проникновения фильтрата бурового раствора и твердых продуктов бурения в водопроницаемые породы. При этом такие растворы часто формируют тонкую малопроницаемую фильтрующую корку, которая временно закупоривает поры, а также другие отверстия и образования, проделанные буром. Кроме того, буровой раствор можно применять также для сбора и интерпретации информации, получаемой в исследованиях по методу электрического каротажа, а также из выбуренных пород и кернов. Следует иметь в виду, что в контексте изобретения термин буровой раствор включает в себя также такие понятия, как жидкость для вскрытия пласта и раствор для заканчивания скважин.
Обычно буровые растворы классифицируют по их базисной жидкости. В модификациях ила на основе воды твердые частицы суспендируются в воде или рассоле. В воде может эмульгироваться нефть. Тем не менее, вода остается дисперсионной фазой. Характер модификаций ила на основе нефти имеет противоположную, или обратную, природу. В нефти суспендируются твердые частицы и эмульгируются вода или рассол. Следовательно, в этом случае дисперсионную фазу составляет нефть. Модификации ила на основе нефти, которые являются эмульсиями типа вода в нефти, называют также инвертированными эмульсиями. Буровые растворы на основе рассола, естественно, представляют собой ил на водной основе, в котором водным компонентом является рассол.
Вследствие улучшений технологии и способов бурения стало возможным создание горизонтальных скважин, пробуренных и заканчивающихся в рыхлых песчаных пластах. Скважины такого типа требуют контроля песка (мер по борьбе с его выносом). Имеются в виду, например, такие мероприятия, как длительная гравийная набивка открытых отверстий или установка механических устройств удаления песка (фильтры со щелевидными отверстиями, предварительно сложенные и раскладываемые экраны для песка и т. д.). С применением этих способов контроля песка были созданы успешно работающие скважины с горизонтальными продуктивными интервалами, доходящими до 1224 м.
Обычно скважину бурят, применяя обычные модификации бурового ила, до верхней части продуктивной зоны и устанавливают обсадную трубу. Затем выбуривают цемент по направлению к башмаку указанной трубы и проводят испытание башмака. Далее замещают буровой ил так называемым буровым илом с низким потенциалом разрушения. Этот ил состоит из полимеров или каких-либо других загущающих агентов, усилителей вязкости и нерастворимых частиц, предназначенных для формирования фильтрующей корки, чтобы закупорить поры в продуктивном песчаном пласте. Обычно эти частицы представляют собой подобранные по гранулометрическому составу соль (ИаС1) в насыщенном рассоле или карбонат кальция (СаСО3) в любой текучей среде, причем с улучшением технологии повысилась важность такого параметра (характеристики), как распределение размеров частиц (РРЧ), соотносящихся с отверстиями устья пор продуктивного пласта. Хлорид натрия и карбонат кальция применяют по той причине, что они растворимы, соответственно, в недонасыщенных рассолах и в неорганических и/или органических кислотах.
Соответствие распределения размеров частиц закупоривающих агентов, находящихся в жидкостях для вскрытия пластов, размерам отверстий пор пробуриваемого продуктивного песчаного пласта важно для достижения контроля за потерями, происходящими за счет струйных выбросов, а также для сведения к минимуму уменьшения водонепроницаемости в пласте вследствие нежелательного проникновения частиц и текучих сред. При приготовлении первичной жидкости для вскрытия пластов этому соотношению придают фактически прямолинейный характер, причем перед бурением его можно проверить, например, с помощью рассеяния лазерного излучения, т. к. закупоривающий агент обычно присутствует только в виде твердых частиц.
Однако сразу же после начала бурения указанная жидкость загрязняется выбуренными твердыми фазами (обломками) и другими дисперсными компонентами (т.е. компонентами, имеющими вид частиц), такими как утяжеляющие агенты. В результате рассеяние лазерного излучения будет характеризовать лишь РРЧ всех суспендированных твердых субстанций, т.е. выбуренных твердых фаз, утяжеляющих
- 1 006285 агентов и закупоривающего агента. Важно иметь возможность различать разновидности твердых субстанций, чтобы определить, какое процентное количество их в любом интервале размеров можно после бурения реально удалить из устья пор горной породы посредством недонасыщенного рассола или кислоты. Важно определить также, каков размер закупоривающих частиц, которые следует добавить к буровому раствору, чтобы восполнить субстанции, расходуемые или разрушающиеся в ходе процесса бурения.
Было бы желательно иметь возможность разработать способы, определяющие, какое именно количество закупоривающего агента присутствует в текучей среде типа рециркулируемого бурового ила, отличая при этом указанный агент от других твердых субстанций, которые могут присутствовать в системе.
Сущность изобретения
Таким образом, задача, на решение которой направлено настоящее изобретение, состоит в разработке способа определения присутствия и/или характеристик закупоривающего агента, в частности карбоната кальция, в текучей среде, применяемой при добыче углеводородов и представляющей собой буровой раствор, жидкость для вскрытия пластов, раствор для заканчивания скважин и т. п.
Следующей задачей, решаемой изобретением, является разработка способа определения РРЧ карбоната кальция в текучей среде, применяемой при добыче углеводородов.
И, наконец, еще одна задача настоящего изобретения заключается в разработке способа определения РРЧ закупоривающего агента типа карбоната кальция в применяемом при добыче углеводородов буровом растворе, причем даже в присутствии других твердых частиц, таких как выбуренные породы и утяжеляющие агенты.
Для решения этих, а также и других задач в соответствии с одним из аспектов изобретения предлагается способ определения характеристик дисперсного материала, находящегося в текучей среде. Способ включает в себя облучение оптическим излучением образца текучей среды, содержащей такой материал, наблюдение флуоресценции указанного материала с получением изображения и расчет характеристики такого дисперсного материала, производимый по указанному изображению. Характеристиками дисперсного материала могут быть размер частиц закупоривающего агента, количество материала или комбинация обеих этих характеристик, выраженная в виде распределения размеров частиц (РРЧ). Кроме того, изобретение может найти приложение при измерении характеристик (количества, размера или обеих этих характеристик) автофлуоресцирующего дисперсного материала, находящегося в текучей среде, причем в особенности в том случае, когда этот дисперсный материал применяют в качестве закупоривающего агента.
В следующем варианте осуществления изобретения предлагается другая модификация способа, заключающаяся в определении характеристики несмешиваемой фазы, находящейся в текучей среде. Способ включает в себя облучение оптическим излучением образца такой среды, содержащей указанную фазу, наблюдение флуоресценции несмешиваемой фазы с получением изображения и расчет характеристик несмешиваемой фазы, производимый по указанному изображению. Опять-таки, этими характеристиками могут быть размер частиц несмешиваемой фазы, ее количество и комбинация обеих этих характеристик. Несмешиваемая фаза может представлять собой или автофлуоресцирующую несмешиваемую фазу, или несмешиваемую фазу, к которой добавлен флуоресцирующий краситель.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
Поскольку многие добавки, предназначенные для водных растворов (таких, как растворы, применяемые при добыче углеводородов), имеют относительно высокую стоимость, желательно применять только такое их количество, которое необходимо для достижения поставленной цели. При наличии выбора даже в случае недорогих добавок ограничивающими факторами являются время и логистические факторы, вынуждающие применять только наиболее эффективные варианты. Однако необходимо определить также, достаточно ли количество добавок, присутствующих в процессе, для достижения цели их применения и/или сохранили ли они все еще свою эффективность. В полной мере эти рассуждения справедливы, в частности, для закупоривающих агентов. В этом случае важно знать, когда и в каком количестве нужно добавлять эти агенты, имеющие к тому же надлежащий размер частиц. Таким образом, важна информация о распределении размеров частиц (РРЧ) закупоривающего агента в рециркулируемом буровом иле. Ожидается, что способ по настоящему изобретению будет полезен для определения присутствия, размеров частиц и/или количества любой несмешиваемой фазы в текучей среде. При этом указанная фаза включает в себя добавки и дисперсные материалы, (например, закупоривающие агенты), а также любой другой находящийся в текучей среде и нерастворимый в ней материал, для которого указанные характеристики можно определить способом по настоящему изобретению. Например, способ по изобретению можно было бы применить для определения размера частиц и/или количества расклинивающего агента в текучей среде, используемой для гидравлического разрыва, размера частиц и/или количества карбоната кальция, специально откалиброванного по размеру частиц, в текучей среде для вскрытия пластов и для определения потери циркулирующих гранул, содержащих откалиброванный по размеру частиц карбонат кальция.
Примененный в данном случае термин пропорция может относиться как к количеству несмешиваемой фазы, так и к распределению, комбинирующему размер и количество. Когда текучая среда описывается с употреблением термина водная, это означает, что она содержит, по меньшей мере, некото
- 2 006285 рое количество воды. В предпочтительном варианте осуществления, не имеющем ограничительного характера, это содержание составляет по меньшей мере 50 об.%. В другом предпочтительном варианте осуществления, также не имеющем ограничительного характера, текучая среда содержит воду в виде дисперсионной фазы независимо от того, составляет или не составляет вода 50 об.% от общего объема текучей среды.
Ожидается, что способ по настоящему изобретению будет полезен при определении параметров закупоривающего агента или какой-либо другой автофлуоресцирующей частицы, находящихся внутри смеси частиц, такой как порошок, а также в текучей среде. Как будет разъяснено далее, способ по настоящему изобретению можно модифицировать или адаптировать для нефлуоресцирующих частиц посредством введения подходящего красителя.
Было обнаружено, что определенные закупоривающие агенты, в частности карбонат кальция, имеют относительно высокий уровень автофлуоресценции. Такой уровень автофлуоресценции карбоната кальция можно использовать для получения изображения карбоната кальция, отличимого от изображений остальных твердых выбуренных пород и утяжеляющего материала, т. к. эти вещества проявляют относительно низкие уровни автофлуоресценции. Следует принять во внимание, что в данном случае термин изображение не ограничивается какой-либо конкретной средой и относится, в частности, к изображениям в фиксированной форме, таким как фотографии, к кратковременным по своей природе изображениям на экране (на катодно-лучевой трубке, плоском панельном дисплее), к изображениям, формируемым приборами с зарядовой связью (ПЗС) и т. д., к изображениям в машиночитаемой форме и т.д.
При этом нет никакой необходимости ограничиваться перечисленными вариантами. Такие изображения можно получить, применяя микроскоп, обладающий способностью формировать флуоресцентное изображение, или используя какие-либо другие фокусирующие устройства или электронные системы. Полученные таким образом изображения, относящиеся только к карбонату кальция, можно затем исследовать с помощью соответствующих имеющихся в продаже компьютерных программ анализа изображений, чтобы рассчитать РРЧ только для закупоривающих агентов в виде карбоната кальция, присутствующих в жидкостях для вскрытия нефтегазовых пластов (или в каких-либо других текучих средах), в случае загрязнения этих субстанций твердыми выбуренными породами. Способ по изобретению особенно полезен в анализе, выборочном по отношению к карбонату кальция. Обычный анализ с применением рассеяния излучения чувствителен ко всем частицам и не дифференцирует закупоривающие агенты и выбуренные твердые породы.
Технологию, предлагаемую настоящим изобретением, можно применять также по отношению к внедрению очень малых количеств частиц карбоната кальция в лабораторные или полевые керны после кольматации или выбуривания керна. Если полевые керны получены на буровой площадке, представитель технической службы (ПТС) может провести испытание обработанной текучей среды, чтобы определить, выполнил ли закупоривающий агент свою функцию на кернах надлежащим образом, т.е. осуществил ли он закупоривание в достаточной степени и с минимальным внедрением. Тест осуществляется посредством измерения потерь, вызванных струйными выбросами и суммарной фильтрацией. В порядке альтернативы можно применять смоделированные керны. Преимущество такого анализа на месте заложения скважины заключается в том, что в РРЧ буровых растворов можно своевременно внести соответствующие поправки, позволяющие избежать потенциального разрушения горных пород, вызванного проникновением текучей среды и частиц.
При использовании способа по изобретению, связанного с формированием изображения, допускается, что распределение размеров устья пор горной породы заранее известно (например, из данных, полученных для соседней скважины, пробуренной ранее) или может быть вычислено. После начала бурения в пласте ПТС может проконтролировать и откорректировать РРЧ нужным образом на основании данных по флуоресценции и известного распределения размеров пор.
Хотя для несмешиваемых фаз в качестве индикаторов можно применять красители, особыми преимуществами обладает вариант, в котором нет необходимости использовать флуоресцирующий краситель, т.е. когда изучаемая частица автофлуоресцирует, поскольку при этом процесс упрощается. В настоящее время единственным известным закупоривающим агентом, обладающим автофлуоресценцией, является карбонат кальция. Однако исчерпывающего изучения всех закупоривающих агентов проведено не было, так что возможны и другие агенты такого рода, обладающие этим свойством. Причины автофлуоресценции карбоната кальция неизвестны. Существует только одна теория, не имеющая ограничительного характера, причем авторы изобретения не видят необходимости связывать себя ее положениями. Согласно этой теории указанное явление имеет в своей основе органику, т. е. происходит за счет органического материала, образующегося при формировании карбоната кальция. Однако для использования такого свойства нет необходимости объяснять, почему карбонат кальция автофлуоресцирует.
В некоторых системах бурения, применяющих текучую среду, могут присутствовать и другие флуоресцирующие продукты, т.е. может возникнуть необходимость во внесении соответствующих модификаций в способ по изобретению. Эти компоненты, например эмульгатор или какой-либо другой материал, могут флуоресцировать на другой частоте, которая, в принципе, может наложиться на частоту флуоресценции закупоривающего агента. Чтобы выделить флуоресценцию, представляющую интерес,
- 3 006285 или уменьшить интенсивность мешающей флуоресценции, можно применить фильтр. Его можно было бы использовать для излучения, облучающего образец, для фильтрации излучения флуоресценции или при применении обоих этих вариантов. В порядке альтернативы источник излучения сам по себе мог бы иметь очень узкую полосу частот. В дополнение к сказанному или в альтернативном варианте приемник или визуальное наблюдение и/или изображение, полученное при таком наблюдении освещенной несмешиваемой фазы, можно было бы модифицировать таким образом, чтобы они были чувствительны только к конкретной интересующей длине волны, представляющей интерес в данном случае. Можно ожидать, что все эти способы будут полезны при изменении спектрального состава излучения, использованного для наблюдения флуоресценции закупоривающего агента или дисперсного материала. Конечно, при наблюдении флуоресценции такого агента или какой-либо другой несмешиваемой фазы подразумевается, что оно позволяет выделить флуоресценцию, соотнесенную с наличием, размером и/или количеством несмешиваемой фазы, из другого излучения, которое может присутствовать в системе.
Кроме того, в качестве индикаторов в дисперсионной фазе бурового раствора можно было бы применить автономные флуоресцирующие красители. Равным образом это можно сделать для следов внедрения фильтрата в керны, причем независимо от того, являются эти керны полевыми или смоделированными. В некоторых альтернативных вариантах осуществления изобретения краситель можно добавить к образцу текучей среды (например, к жидкости для вскрытия пластов) после возвращения ее из ствола скважины. Под термином флуоресцирующий краситель имеется в виду любое вещество, которое можно было бы селективно присоединить к несмешиваемой или к дисперсионной фазам и предпочтительным образом идентифицировать при наблюдении и/или получении изображения, чтобы продемонстрировать присутствие указанных фаз, применяя в необходимом или предпочтительном вариантах широкую или узкую полосу длин волн спектра. Если флуоресцирующий краситель применяют и в дисперсионной, и в несмешиваемой фазах, в общем случае для каждой фазы можно применить свой краситель, т.е. с использованием каждого из таких красителей будут исследоваться различающиеся продукт и/или фаза. Эти отдельно добавленные красители можно было бы применять автономно от автофлуоресирующих частиц или агентов или в добавление к ним.
Такие проблемы нужно решать для каждого конкретного случая, и никаких обобщений делать нельзя. Поскольку описанные бурильные системы с использованием текучих сред имеют сложный характер, невозможно предсказать заранее, сработает ли подход по изобретению сразу же безотказно для конкретной системы. Связано это с тем, что в общем случае флуоресценция компонентов, а также различных продуктов, которые также могли бы присутствовать в рециркулируемом из породы иле, не является заранее известным параметром. В некоторых случаях какие-либо другие частица или продукт флуоресцируют существенно менее интенсивно, чем анализируемый закупоривающий агент. В такой ситуации, возможно, не будет необходимости в корректирующих мерах, таких как фильтрация или замена источника излучения. Ожидается, что для получения полезной информации о закупоривающем агенте при определенных обстоятельствах для исключения какого-либо мешающего воздействия других продуктов могут оказаться достаточными изменения анализирующих компьютерных программ и/или регулировок флуоресцентного микроскопа.
В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения, не имеющем ограничительного характера, для реализации способа по изобретению может быть применена технология проточной цитометрии. Речь идет о способе измерения определенных физических и/или химических параметров частиц при их прохождении в текучей среде, такой как суспензия или разбавленный раствор дисперсионной фазы. Частицы в индивидуальном порядке проходят точку измерения, обычно представляющую собой оптический приемник. Такой подход может быть применен для подсчета клеток или измерения их параметров. Проточные цитометры можно рассматривать как специализированные флуоресцентные микроскопы. Они содержат источник излучения, фокусирующую оптическую систему, электронную схему и компьютер для перевода сигналов в удобную форму. В качестве источника излучения многие серийные цитометры применяют лазер, излучающий когерентное излучение на определенной длине волны, хотя можно использовать также и широкополосные источники излучения. Рассеянное излучение и испущенное флуоресцентное излучение обычно собираются двумя линзами (одна из которых установлена перед источником излучения, а другая под прямым углом к нему), и с помощью системы оптических элементов, светоделителей и фильтров можно измерить характеристические полосы флуоресценции.
В результате появляется возможность определить такие физические параметры, как размер и форма частицы, и исследовать любую функциональную зависимость, которую можно зарегистрировать с помощью флуоресцирующего соединения. Для многих проточных цитометров предусмотрена также возможность сортировки или физического выделения исследуемых частиц из образца. Важной особенностью анализа с применением проточных цитометров является тот факт, что большие количества частиц, составляющие, например, величину порядка 105 или более, можно проанализировать друг за другом за относительно короткий период времени (например, за 1 мин). Обычный же микроскопический анализ, наоборот, базируется на ограниченном количестве частиц (например, 1-100), рассматриваемых на предметном стекле.
- 4 006285
Далее изобретение будет проиллюстрировано с помощью описанного ниже примера, который имеет своей целью, не ограничивая объем изобретения, дать представление о том, как можно его реализовать.
Пример 1.
Процесс анализа по изобретению может включать в себя, прежде всего, нанесение мазка исходного ила или разбавленного ила на предметное стекло микроскопа. Поле или площадь указанного стекла нужно сфотографировать, используя освещенность, создаваемую излучением флуоресценции. В дополнение к этому можно также получить изображения, используя проходящее излучение, полученное методом яркого поля, отраженное излучение и излучение, соответствующее изображению в темном поле. Все эти операции могут проводиться с поляризацией указанных пучков или без нее. Затем эти изображения анализируются с использованием компьютерной программы анализа изображений, чтобы идентифицировать границы частиц, сосчитать частицы и определить их диаметры. Перечень имеющихся в продаже программ, способных выполнить анализ такого типа, включает в себя программы ΙΜΆΟΕΡΚΟ и ΟΡΤΙΜυδ, предлагаемые фирмой МеЛа СуЬсгпс11С5. но не ограничивается ими. При этом ссылку на эти программы не следует трактовать как одобрение их качества. Чтобы получить хорошее статистическое среднее значение набора диаметров частиц, необходимо применить несколько полей. Предпочтительно повторить указанный процесс в некотором ряду увеличений, обеспечивая тем самым охват полного интервала размеров.
Гистограмма частиц, построенная для интервалов размеров частиц, позволяет затем определить относительное РРЧ для каждого типа освещения. Если был определен объем проанализированного образца, далее можно получить абсолютное РРЧ. Для распознавания различных типов частиц нужно провести сопоставление результатов, использующих различную освещенность. В другом варианте осуществления изобретения проточную цитометрию можно использовать для подсчета частиц в данном объеме проточной струи, когда частицы проходят точку измерения.
Анализ по изобретению можно провести на буровой установке в мобильной лаборатории или даже в кабине персонала установки, отвечающего за контроль состояния и свойств бурового раствора, при условии, что эта кабина снабжена флуоресцентным микроскопом, способным формировать изображение и имеющим компьютерную программу анализа. В порядке альтернативы, изображение или изображения, полученные на буровой установке, можно передавать для анализа в другое место электронным образом, например посредством электронной почты или, возможно, факса. Можно предположить, что в одном варианте осуществления, не имеющем ограничительного характера, это окажется единственным оборудованием, необходимым для практической реализации способа по изобретению в его основной форме.
В приведенном выше описании изобретение рассматривалось со ссылкой на специальные варианты его осуществления и предлагалось в качестве эффективной возможности разработки воспроизводимого способа определения размера, количества и/или РРЧ закупоривающих агентов в системах, использующих текучую среду, такую как буровые растворы, жидкости для вскрытия пласта и растворы для заканчивания скважин. В дополнение к этому ожидается, что способ по настоящему изобретению с вполне очевидными модификациями равным образом будет полезен при определении наличия, количества, размера и РРЧ любой автофлуоресцирующей частицы в других текучих средах. Далее, должно быть очевидно, что в рамках способа по изобретению возможны различные модификации и изменения, не выходящие за границы более широкой идеи и объема изобретения, которые определены в прилагаемой формуле. Соответственно, данное описание нужно рассматривать скорее в иллюстративном, чем в ограничительном контексте. Например, следует считать, что специфические системы закупоривающих агентов, текучие среды и другие добавки, обычные для буровых устройств, попадающие в интервал параметров, оговоренный формулой изобретения, но конкретно не идентифицированные или не исследованные конкретным способом, охватываются настоящим изобретением. Сходным образом, стандартные модификации способа определения по изобретению, использующие, например, флуоресцентное излучение или фильтры с различными рабочими частотами, а также применяющие различное испытательное оборудование, также охватываются изобретением. Кроме того, ожидается, что для реализации способа по изобретению будут пригодны как известные технологии подсчета, такие как проточная цитометрия, так и технологии такого рода, которые появятся в будущем.
Claims (19)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ определения характеристики дисперсного материала в водной текучей среде, применяемой при бурении нефтяных и/или газовых скважин и выбранной из группы, состоящей из буровых растворов, жидкостей для вскрытия пласта и растворов для заканчивания скважин, включающий в себя следующие операции:а) облучение образца текучей среды, содержащей дисперсный материал, оптическим излучением,б) наблюдение флуоресценции дисперсного материала с получением изображения ив) вычисление, по изображению, характеристики дисперсного материала, которую выбирают из группы, состоящей изί) размера частиц дисперсного материала, ίί) количества дисперсного материала и- 5 006285 ίίί) комбинации размера и количества дисперсного материала, выраженной как распределение размеров частиц (РРЧ).
- 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дисперсный материал является автофлуоресцирующим.
- 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что дисперсный материал представляет собой карбонат кальция.
- 4. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что осуществляется без добавления флуоресцирующего красителя к дисперсному материалу.
- 5. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что текучая среда содержит частицы, отличные от дисперсного материала.
- 6. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что дополнительно предусматривает модифицирование излучения, применяемого для наблюдения флуоресценции, таким образом, чтобы обеспечить наблюдение флуоресценции дисперсного материала.
- 7. Способ по любому из пп.1, 2, 4, 5 или 6, отличающийся тем, что материал не является карбонатом кальция, а к дисперсному материалу, до его введения в текучую среду, добавляют флуоресцирующий краситель.
- 8. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что операции а) и б) осуществляют посредством проточного цитометра.
- 9. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что дисперсный материал представляет собой закупоривающий агент.
- 10. Способ определения характеристики несмешиваемой фазы в водной текучей среде, применяемой при бурении нефтяных и/или газовых скважин и выбранной из группы, состоящей из буровых растворов, жидкостей для вскрытия пласта и растворов для заканчивания скважин, включающий в себя следующие операции:а) облучение образца текучей среды, содержащей несмешиваемую фазу, оптическим излучением,б) наблюдение, в отсутствие лазерного излучения, флуоресценции несмешиваемой фазы с получением изображения ив) вычисление, по изображению, характеристики несмешиваемой фазы, которую выбирают из группы, состоящей изί) размера частиц несмешиваемой фазы, ίί) количества несмешиваемой фазы и ίίί) комбинации размера частиц и количества несмешиваемой фазы, причем несмешиваемую фазу выбирают из группы, состоящей из автофлуоресцирующих несмешиваемых фаз и несмешиваемых фаз, к которым добавляют флуоресцирующий краситель.
- 11. Способ по п.10, отличающийся тем, что текучая среда содержит частицы, отличные от несмешиваемой фазы.
- 12. Способ по п.10 или 12, отличающийся тем, что дополнительно предусматривает модифицирование излучения, применяемого для наблюдения флуоресценции, таким образом, чтобы обеспечить наблюдение флуоресценции несмешиваемой фазы.
- 13. Способ по любому из пп.10-12, отличающийся тем, что операции а) и б) осуществляют посредством проточного цитометра.
- 14. Способ определения распределения размеров частиц (РРЧ) закупоривающего агента в водной текучей среде, применяемой при бурении нефтяных и/или газовых скважин и выбранной из группы, состоящей из буровых растворов, жидкостей для вскрытия пласта и растворов для заканчивания скважин, включающий облучение образца текучей среды, содержащей закупоривающий агент, оптическим излучением, наблюдение флуоресценции закупоривающего агента с получением изображения и вычисление, по изображению, распределения размеров частиц (РРЧ) закупоривающего агента.
- 15. Способ по п.14, отличающийся тем, что закупоривающий агент является автофлуоресцирующим.
- 16. Способ по п.14, отличающийся тем, что закупоривающий агент представляет собой карбонат кальция.
- 17. Способ по п.14, отличающийся тем, что осуществляется без добавления флуоресцирующего красителя к закупоривающему агенту.
- 18. Способ по п.14, отличающийся тем, что текучая среда содержит частицы, отличные от закупоривающего агента.
- 19. Способ по п.14, отличающийся тем, что дополнительно предусматривает модифицирование излучения, применяемого для наблюдения флуоресценции, таким образом, чтобы обеспечить наблюдение флуоресценции закупоривающего агента.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US33831101P | 2001-11-02 | 2001-11-02 | |
| PCT/US2002/034998 WO2003040701A1 (en) | 2001-11-02 | 2002-10-31 | Method of particle characterization based on fluorescence imaging |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200400539A1 EA200400539A1 (ru) | 2004-12-30 |
| EA006285B1 true EA006285B1 (ru) | 2005-10-27 |
Family
ID=23324283
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200400539A EA006285B1 (ru) | 2001-11-02 | 2002-10-31 | Способ определения параметров частиц, основанный на флуоресцентном изображении |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7050166B2 (ru) |
| AU (1) | AU2002350098C1 (ru) |
| BR (1) | BR0213855A (ru) |
| CA (1) | CA2466102A1 (ru) |
| EA (1) | EA006285B1 (ru) |
| GB (1) | GB2397881B (ru) |
| NO (1) | NO20042265L (ru) |
| WO (1) | WO2003040701A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2731038C1 (ru) * | 2019-12-09 | 2020-08-28 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский университет "МЭИ" (ФГБОУ ВО "НИУ "МЭИ") | Способ определения размеров частиц размолотого продукта |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2010011402A2 (en) | 2008-05-20 | 2010-01-28 | Oxane Materials, Inc. | Method of manufacture and the use of a functional proppant for determination of subterranean fracture geometries |
| BRPI0920623A2 (pt) * | 2008-10-23 | 2015-12-22 | Mi Llc | método e aparelho para medição de distribuição de tamanho de partícula em fluidos de perfuração |
| US9007580B2 (en) | 2011-04-11 | 2015-04-14 | Schlumberger Norge As | Method and apparatus for measuring particle size distribution in drilling fluid |
| US10151677B2 (en) | 2014-07-08 | 2018-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-time optical flow imaging to determine particle size distribution |
| US9970888B2 (en) | 2014-11-07 | 2018-05-15 | Ge Energy Oilfield Technology, Inc. | System and method for wellsite core sample analysis |
| US10001446B2 (en) * | 2014-11-07 | 2018-06-19 | Ge Energy Oilfield Technology, Inc. | Core sample analysis |
| US10031148B2 (en) | 2014-12-31 | 2018-07-24 | Ge Energy Oilfield Technology, Inc. | System for handling a core sample |
| US10261204B2 (en) | 2014-12-31 | 2019-04-16 | Ge Energy Oilfield Technology, Inc. | Methods and systems for scan analysis of a core sample |
| CN107084948B (zh) * | 2017-03-13 | 2019-07-02 | 深圳市液芯科技有限公司 | 一种荧光微球的数据提取方法和系统 |
| CN107132162A (zh) * | 2017-05-17 | 2017-09-05 | 东旭科技集团有限公司 | 一种碱土金属碳酸盐粉体的粒径和粒径分布的测定方法 |
Family Cites Families (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3662605A (en) * | 1970-05-13 | 1972-05-16 | Nl Industries Inc | Method and means for automating computer-controlled production of particulate materials |
| US3877311A (en) * | 1973-10-19 | 1975-04-15 | Nippon Steel Corp | Method for sieving a sample of particulate materials from a sintering charge |
| US4208272A (en) * | 1978-04-19 | 1980-06-17 | Occidental Research Corporation | Separation of limestone from limestone ore |
| US4228353A (en) * | 1978-05-02 | 1980-10-14 | Johnson Steven A | Multiple-phase flowmeter and materials analysis apparatus and method |
| US4229653A (en) * | 1979-03-30 | 1980-10-21 | Sri International | Method and apparatus for monitoring particulate mass concentration of emissions from stationary sources |
| DE3378645D1 (en) * | 1983-09-15 | 1989-01-12 | Texas United Chemical Corp | Well drilling, workover and completion fluids |
| US5055694A (en) * | 1984-10-31 | 1991-10-08 | The Babcock & Wilcox Company | Method and apparatus for monitoring and measuring the concentration of ion exchange resin particles in water |
| US4814614A (en) * | 1987-05-11 | 1989-03-21 | Mobil Oil Corporation | Method for characterizing oil-bearing inclusions via fluorescence microspectrophotometry |
| JP2685482B2 (ja) * | 1988-04-08 | 1997-12-03 | 株式会社日立製作所 | 粒子状物質の分析方法及び装置 |
| DE69025969T2 (de) * | 1989-04-05 | 1996-08-08 | New York University, New York, N.Y. | Verfahren zur Charakterisierung von Teilchen |
| GB2237305B (en) | 1989-10-28 | 1993-03-31 | Schlumberger Prospection | Analysis of drilling solids samples |
| GB8927742D0 (en) | 1989-12-07 | 1990-02-07 | Diatec A S | Process and apparatus |
| JPH0810188B2 (ja) * | 1990-08-03 | 1996-01-31 | 株式会社日立製作所 | 粒子状物質分析装置及び分析方法並びに超純水製造装置、半導体製造装置、高純度気体製造装置 |
| NO176292C (no) * | 1990-10-17 | 1995-03-08 | Norsk Hydro As | Utstyr og fremgangsmåte for bestemmelse av mengden av partikkelformet materiale i en væske- og/eller gasström |
| JPH04263388A (ja) * | 1991-02-18 | 1992-09-18 | Fujitsu Ltd | 微粒子計測装置 |
| GB9107041D0 (en) | 1991-04-04 | 1991-05-22 | Schlumberger Services Petrol | Analysis of drilling fluids |
| JP3145487B2 (ja) * | 1992-06-12 | 2001-03-12 | シスメックス株式会社 | 粒子分析装置 |
| US5466572A (en) | 1992-09-03 | 1995-11-14 | Systemix, Inc. | High speed flow cytometric separation of viable cells |
| US5504062A (en) | 1992-10-21 | 1996-04-02 | Baker Hughes Incorporated | Fluid system for controlling fluid losses during hydrocarbon recovery operations |
| AU5407994A (en) * | 1992-10-30 | 1994-05-24 | Cetac Technologies Incorporated | Method for particulate reagent sample treatment |
| US5381002A (en) * | 1992-11-27 | 1995-01-10 | Texaco Inc. | Fluorescence method of quantifying hydrocarbons, including crude oil, dispersed in water |
| US5483469A (en) * | 1993-08-02 | 1996-01-09 | The Regents Of The University Of California | Multiple sort flow cytometer |
| MY111304A (en) * | 1993-09-01 | 1999-10-30 | Sofitech Nv | Wellbore fluid. |
| JP3290786B2 (ja) | 1993-11-26 | 2002-06-10 | シスメックス株式会社 | 粒子分析装置 |
| US5415228A (en) * | 1993-12-07 | 1995-05-16 | Schlumberger Technology Corporation - Dowell Division | Fluid loss control additives for use with gravel pack placement fluids |
| DE4405540C2 (de) | 1994-02-22 | 1996-02-08 | Uniroyal Englebert Gmbh | Ermittlung von unverteiltem Silica |
| JPH07286953A (ja) | 1994-04-19 | 1995-10-31 | Toa Medical Electronics Co Ltd | イメージングフローサイトメータ |
| US6140637A (en) | 1994-05-26 | 2000-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for fluorescence logging |
| US5612293A (en) * | 1994-12-22 | 1997-03-18 | Tetra Technologies, Inc. | Drill-in fluids and drilling methods |
| EP0874878A4 (en) * | 1996-01-16 | 1999-10-13 | Great Lakes Chemical Corp | VERY DENSITY AQUEOUS COMPOSITIONS MADE VISCOUS |
| US5895922A (en) * | 1996-03-19 | 1999-04-20 | Her Majesty The Queen In Right Of Canada, As Represented By The Minister Of National Defence | Fluorescent biological particle detection system |
| DE19700648A1 (de) | 1997-01-10 | 1998-07-23 | Basf Ag | Verfahren und Vorrichtung zur Bestimmung der Größenverteilung von verschiedenartigen Partikeln in einer Probe |
| US5908708A (en) * | 1997-03-05 | 1999-06-01 | Engelhard Corporation | Aqueous dispersion of a particulate solid having a hydrophobic outer surface and films produced thereby |
| US6103671A (en) * | 1997-11-20 | 2000-08-15 | Texas United Chemical Company Llc. | Glycol solution drilling system |
| JP3731700B2 (ja) | 1997-12-25 | 2006-01-05 | 興和株式会社 | 蛍光粒子撮像装置 |
| IT1313690B1 (it) * | 1999-11-26 | 2002-09-09 | Eni Spa | Fluidi di perforazione non-danneggianti. |
| US6525325B1 (en) * | 2001-03-21 | 2003-02-25 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | System for quantifying the hydrocarbon content of aqueous media |
-
2002
- 2002-10-30 US US10/283,972 patent/US7050166B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-10-31 EA EA200400539A patent/EA006285B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2002-10-31 BR BR0213855-7A patent/BR0213855A/pt not_active IP Right Cessation
- 2002-10-31 CA CA002466102A patent/CA2466102A1/en not_active Abandoned
- 2002-10-31 AU AU2002350098A patent/AU2002350098C1/en not_active Ceased
- 2002-10-31 GB GB0410256A patent/GB2397881B/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-10-31 WO PCT/US2002/034998 patent/WO2003040701A1/en not_active Application Discontinuation
-
2004
- 2004-06-01 NO NO20042265A patent/NO20042265L/no not_active Application Discontinuation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2731038C1 (ru) * | 2019-12-09 | 2020-08-28 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский университет "МЭИ" (ФГБОУ ВО "НИУ "МЭИ") | Способ определения размеров частиц размолотого продукта |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2002350098B2 (en) | 2007-10-25 |
| WO2003040701A1 (en) | 2003-05-15 |
| AU2002350098C1 (en) | 2008-05-08 |
| GB0410256D0 (en) | 2004-06-09 |
| CA2466102A1 (en) | 2003-05-15 |
| EA200400539A1 (ru) | 2004-12-30 |
| GB2397881A (en) | 2004-08-04 |
| NO20042265L (no) | 2004-06-01 |
| BR0213855A (pt) | 2004-12-28 |
| US7050166B2 (en) | 2006-05-23 |
| GB2397881B (en) | 2005-07-06 |
| US20030107735A1 (en) | 2003-06-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2548636C2 (ru) | Способ отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости в продуктивном пласте | |
| RU2315180C2 (ru) | Способ определения химического состава флюида в процессе бурения и добычи | |
| EA006285B1 (ru) | Способ определения параметров частиц, основанный на флуоресцентном изображении | |
| DE102006059935A1 (de) | Verfahren zum Bestimmen einer Eigenschaft von Formationen, die ein Erdbohrloch umgeben | |
| WO2009050432A1 (en) | Compositions and methods for treatment of well bore tar | |
| WO2010007390A2 (en) | Method to assess multiphase fluid compositions | |
| Lei et al. | The damage mechanism of oil-based drilling fluid for tight sandstone gas reservoir and its optimization | |
| CA2731197A1 (en) | Method for inhibiting corrosion | |
| Ba Geri et al. | Evaluation of filter cake mineralogy in extended reach and maximum reservoir contact wells in sandstone reservoirs | |
| Vetter et al. | Particle invasion into porous medium and related injectivity problems | |
| Bageri et al. | Filter cake porosity and permeability profile along the horizontal well and their impact on filter cake removal | |
| US7173242B2 (en) | Method for determining whether a rock is capable of functioning as an oil reservoir | |
| AU2002350098A1 (en) | Calcium carbonate imaging technique | |
| RU2613903C2 (ru) | Способ количественного анализа распределения твердых частиц загрязнителя, проникших в пористую среду при фильтрации | |
| Omland et al. | Improved drilling-process control through continuous particle and cuttings monitoring | |
| Masikewich et al. | Fluid design to meet reservoir issues-a process | |
| Ismail et al. | Role of particle size distribution of bridging agent for drilling mud on formation damage near wellbore | |
| US6194216B1 (en) | Method for determination of amine-based additives in drilling fluid filtrates | |
| Jamrozik et al. | Analysis of waste mud stability | |
| Abell et al. | Mitigating the Effect of Ash Layers on Hydraulic Fracture Connectivity | |
| AU2002227772B2 (en) | Oil reservoirs | |
| AU2018311351A1 (en) | Detection of production fluid additives using spiking | |
| Elango | New Analyses Methods to Improve the Understanding of Shale Hydration and Dispersion in Drilling Fluids | |
| Offenbacher et al. | Return Permeability: When A Single Number Can Lead You Astray In Fluid Selection | |
| Zhu et al. | Encapsulated Fluorescent Tags to Label Drill Cuttings for Improved Depth Correlation: A Field Application |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ TM RU |