EA010497B1 - Способ и устройство для обнаружения в скважине газовых компонентов подземных флюидов - Google Patents
Способ и устройство для обнаружения в скважине газовых компонентов подземных флюидов Download PDFInfo
- Publication number
- EA010497B1 EA010497B1 EA200700386A EA200700386A EA010497B1 EA 010497 B1 EA010497 B1 EA 010497B1 EA 200700386 A EA200700386 A EA 200700386A EA 200700386 A EA200700386 A EA 200700386A EA 010497 B1 EA010497 B1 EA 010497B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- gas
- resonator
- membrane
- chamber
- gases
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 82
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 39
- 238000001514 detection method Methods 0.000 title description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 119
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims abstract description 71
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000002594 sorbent Substances 0.000 claims abstract description 18
- 108010083687 Ion Pumps Proteins 0.000 claims abstract description 15
- 238000004868 gas analysis Methods 0.000 claims description 30
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000011195 cermet Substances 0.000 claims description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims 1
- 229920002379 silicone rubber Polymers 0.000 abstract description 10
- 239000004945 silicone rubber Substances 0.000 abstract description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 22
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 9
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 8
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 8
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 238000004445 quantitative analysis Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000004205 dimethyl polysiloxane Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 229920000435 poly(dimethylsiloxane) Polymers 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 102000006391 Ion Pumps Human genes 0.000 description 2
- BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N Silver Chemical compound [Ag] BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 2
- 229920002301 cellulose acetate Polymers 0.000 description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- -1 oil or gas Chemical class 0.000 description 2
- 125000005375 organosiloxane group Chemical group 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004332 silver Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- HQFTZNVQVRRDLN-UHFFFAOYSA-M tetramethylazanium;fluoride;tetrahydrate Chemical compound O.O.O.O.[F-].C[N+](C)(C)C HQFTZNVQVRRDLN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004642 Polyimide Substances 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010224 classification analysis Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000010408 film Substances 0.000 description 1
- 239000012510 hollow fiber Substances 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011147 inorganic material Substances 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 239000003014 ion exchange membrane Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000002798 polar solvent Substances 0.000 description 1
- 229920002492 poly(sulfone) Polymers 0.000 description 1
- 229920001721 polyimide Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N sodium oxide Chemical compound [O-2].[Na+].[Na+] KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001948 sodium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003980 solgel method Methods 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- PGWMQVQLSMAHHO-UHFFFAOYSA-N sulfanylidenesilver Chemical compound [Ag]=S PGWMQVQLSMAHHO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/02—Analysing fluids
- G01N29/036—Analysing fluids by measuring frequency or resonance of acoustic waves
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/081—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells with down-hole means for trapping a fluid sample
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
- G01N2291/02—Indexing codes associated with the analysed material
- G01N2291/025—Change of phase or condition
- G01N2291/0256—Adsorption, desorption, surface mass change, e.g. on biosensors
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
Abstract
Проба пластового флюида вводится в контакт с жестко закрепленной усиленной полупроницаемой мембраной, такой как мембрана из силиконового каучука, которая позволяет газам и парам диффундировать из пластового флюида в вакуумную камеру, в то же время задерживая любые жидкости. Газ, прошедший через мембрану, анализируется в вакуумной камере резонатором, который взаимодействует с ним. Изменение резонансной частоты резонатора указывает на присутствие газа, взаимодействующего с резонатором. Для поддержания вакуума в вакуумной камере используется ионный насос или сорбент. Ионный насос или сорбент удаляет из камеры низкого давления газы и пары, диффундирующие в камеру из пробы пластового флюида, находящейся под высоким давлением с другой стороны полупроницаемой мембраны.
Description
Настоящее изобретение относится, в целом, к скважинному определению характеристик коллектора и, более конкретно, к способу и устройству для определения газовых компонентов в подземном флюиде, в частности для выполняемой в реальном времени идентификации СО2 и Н28, диффундирующих из пробы пластового флюида. В частности, получают пробы пластового флюида и обеспечивают диффузию газов из этих проб в вакуумную камеру через слой силиконового каучука, за которым размещаются металлокерамический фильтр и перфорированная опорная пластина, которые используются в качестве полупроницаемой мембраны. В вакуумной камере газы подвергают анализу с помощью резонатора, покрытого сорбентом СО2 или Н28, и процессора, который идентифицирует такие газы, как СО2 и Н28, а также другие газы или пары, извлеченные из пробы пластового флюида.
Для добычи углеводородов, таких как нефть или газ, в земной породе бурят скважины, используя вращающееся долото, закрепленное на конце бурильной колонны. В современных системах направленного бурения обычно используются бурильные колонны с так называемой компоновкой низа бурильной колоны (КНБК), на конце которой расположено буровое долото, приводимое во вращение забойным (турбинным) двигателем и/или вращающейся бурильной колонной. В непосредственной близости от бурового долота размещается набор скважинных приборов, которые измеряют определенные рабочие параметры в скважине, относящиеся к бурильной колонне. К таким приборам обычно относятся датчики для измерения температуры и давления в скважине, приборы для измерения азимута и угла наклона ствола скважины и прибор для измерений удельного сопротивления, определяющий присутствие углеводородов и воды. Для определения во время бурильных работ геологического строения пласта и условий залегания пластовых флюидов на бурильной колонне часто устанавливают дополнительные скважинные приборы, известные как приборы каротажа в процессе бурения (КПБ).
Промышленная разработка месторождений углеводородного сырья требует значительных капиталовложений. Прежде чем начать разработку месторождения, операторы стремятся получить как можно больше информации о характере содержащего углеводороды пласта, чтобы оценить коллектор с точки зрения рентабельности. Несмотря на достигнутый прогресс в области сбора данных с применением систем измерений в процессе бурения (ИПБ), а также в области исследований с помощью канатной техники, для получения дополнительной информации часто возникает необходимость проведения дальнейших исследований коллекторов углеводородов. Поэтому после завершения бурения скважины нефтегазоносные зоны часто подвергают исследованиям с помощью другого испытательного оборудования, такого как спускаемые на кабеле приборы, используемые для дополнительного исследования пласта и наблюдения за его состоянием.
Один из видов опробования пласта после бурения скважины предусматривает вызов притока флюида из коллектора и сбор в скважине проб такого флюида в резервуары для перевозки этих проб в наземные лаборатории, где проводятся исследования флюидов по соотношениям давления, объема и температуры (РУТ-исследования) и измерения таких свойств флюидов, как плотность, вязкость и состав. Кроме того, можно измерять давление подземного флюида на нескольких глубинах и по этому градиенту давления рассчитывать плотность флюида.
Взятые в скважине пробы флюида позже анализируют в наземной лаборатории, обычно через недели или месяцы, чтобы идентифицировать присутствующие во флюиде газы и провести их количественный анализ. Процесс сбора проб флюидов в скважине и отправки собранных проб в наземную лабораторию для анализа газосодержания требует больших затрат времени. Кроме того, наземный анализ флюида предполагает необходимость извлечения из скважины пробы и скважинного прибора для проверки пробы, прежде чем можно будет проводить дополнительные работы, связанные с разведкой месторождения и/или эксплуатацией скважины. Таким образом, существует потребность в осуществимых в реальном времени способе и устройстве для обнаружения, различения и количественного анализа содержания газов в пласте.
В основу настоящего изобретения была положена задача преодоления вышеупомянутых недостатков существующих технических решений с помощью способа и устройства для контроля присутствия (обнаружения, различения и количественного анализа) в реальном времени и в условиях скважины определенных газов, в частности СО2 и Н28, а также других газов и паров, присутствующих в пробе пластового флюида. В частности, в настоящем изобретении предлагается пропускать высокотемпературные пластовые флюиды, находящиеся под высоким давлением, через слой силиконового каучука, за которым размещается металлокерамический фильтр и перфорированная металлическая опорная пластина, образующие полупроницаемую мембрану, которая задерживает жидкости, но пропускает определенные (т.е. не все, а выборочно конкретные) газы и пары. Эта мембрана механически усилена жесткой, но при этом пористой и проницаемой структурой, такой как перфорированная металлическая пластина. Перфорированная металлическая пластина способна выдерживать разность давлений между вакуумом и давлением в скважине. Полупроницаемая мембрана выполняется из такого материала, как силиконовый каучук, который позволяет диффундировать газам и определенным парам из пробы пластового флюида через мембрану в вакуумную камеру, примыкающую к полупроницаемой мембране.
Вакуумная камера образует камеру для газового анализа, которая содержит резонатор, покрытый сорбентом СО2 или Н28. Скважинным прибором отбирают пробу пластового флюида и фильтруют ее с
- 1 010497 помощью полупроницаемой мембраны, например мембраны из силиконового каучука, обеспечивая возможность диффузии газов из пластового флюида в вакуумную камеру. Газы выделяются путем диффузии из пластового флюида и анализируются в резонаторе, покрытом сорбентом и расположенном в части газоаналитической камеры, в которой создан вакуум.
С вакуумной газоаналитической камерой связан ионный насос, поддерживающий в камере вакуум. Ионный насос удаляет газы, прошедшие в результате диффузии из пробы пластового флюида в камеру, расположенную с другой стороны фильтра с полупроницаемой мембраной. Ионный насос может быть выключен на время, которое необходимо для измерения концентрации газа с помощью резонатора. В альтернативном варианте ионный насос может оставаться включенным, но в этом случае он либо физически размещается так, чтобы его откачивающая способность ограничивалась, либо управляется электронной схемой таким образом, чтобы откачивание было достаточно медленным для того, чтобы резонатор успевал определять газ прежде, чем насос восстановит исходный уровень вакуума. Вместо ионного насоса, может использоваться активированный уголь или другой сорбент, не позволяющий газам, прошедшим в вакуум в результате диффузии, оставаться в камере слишком долго, мешая проводить измерения в отношении газов, прошедших в камеру из следующей пробы.
В соответствии с вышеизложенными принципами, в общем, в настоящем изобретении предлагается устройство для определения газовых компонентов подземном флюиде, содержащее мембрану для диффузионного пропускания газа из подземного флюида в газоаналитическую камеру, резонатор, размещенный в газоаналитической камере, и процессор, предназначенный для контроля резонансной частоты резонатора с целью обнаружения ее изменения после взаимодействия газа с резонатором и оценки присутствия определяемого газового компонента в подземном флюиде на основании изменения резонансной частоты. Также предлагается система, в которой используются эти элементы и скважинный прибор.
Кроме того, предлагается способ определения газовых компонентов в подземном флюиде, при осуществлении которого размещают в скважине описанное выше устройство, обеспечивают диффузионное перемещение газа из подземного флюида в газоаналитическую камеру, обеспечивают воздействие газа на резонатор, поглощающий определяемый газовый компонент, контролируют резонансную частоту резонатора для обнаружения ее изменения после воздействия газа на резонатор и оценивают наличие указанного определяемого газового компонента в подземном флюиде на основании изменения резонансной частоты.
Особенности изобретения, а также его сущность наглядно поясняются на сопровождающих чертежах, на которых однотипные ссылочные обозначения относятся к однотипным элементам и на которых показано:
на фиг. 1 - схема осуществления настоящего изобретения в приведенном в качестве примера варианте, предусматривающем введение скважинного прибора в скважину на каротажном кабеле, на фиг. 2 - схема осуществления настоящего изобретения в приведенном в качестве примера варианте, предусматривающем введение скважинного прибора в скважину в составе бурильной колонны, на фиг. 3 - схема компонентов устройства, используемых в рассматриваемом примере осуществления изобретения, на фиг. 4 - изображение полупроницаемой мембраны, металлокерамического фильтра и металлической пластины с мелкими отверстиями и бороздками на поверхности между этими отверстиями, на фиг. 5 - блок-схема операций, выполняемых в примере осуществления настоящего изобретения, на фиг. 6 - таблица, в которой приведены примеры скоростей диффузии газов через полупроницаемую мембрану, подходящую для применения в настоящем изобретении, на фиг. 7 - схема предлагаемого в изобретении устройства в другом варианте его выполнения с фильтром и вводом в форме капиллярной трубки.
В настоящем изобретении предлагаются способ и устройство для осуществления в реальном времени внутрискважинного детектирования, классификации и количественного анализа газов, содержащихся в представительной пробе пластового флюида. Настоящее изобретение позволяет проводить количественный анализ таких газов, как Н2§ и СО2, а также других газов и паров, присутствующих в пробе пластового флюида. В соответствии с настоящим изобретением пластовый флюид, находящийся в скважине при высокой температуре и высоком давлении, вводят в контакт с полупроницаемой мембраной, например мембраной из силиконового каучука, обеспечивающей диффузию газов из пробы пластового флюида в вакуумную камеру, в которой находится резонатор, покрытый сорбентом.
В настоящем изобретении предлагается проводить анализ пластовых флюидов, находящихся при высокой температуре и высоком давлении, путем выделения из пробы пластового флюида газовой фракции и подачи ее к резонатору, покрытому сорбентом. Пробу пластового флюида отбирают и фильтруют с помощью полупроницаемой мембраны, например мембраны из силиконового каучука, обеспечивая возможность диффузии газов из пластового флюида через фильтр в газоаналитическую камеру. В описываемом варианте осуществления изобретения в газоаналитической камере создают вакуум, который способствует диффузии газов из пластового или скважинного флюида в вакуумную газоаналитическую ка
- 2 010497 меру. Прошедший газ анализируется с помощью резонатора, покрытого сорбентом и расположенного в вакуумной газоаналитической камере, находящейся напротив камеры пластового флюида с другой стороны полупроницаемой мембраны. В рассматриваемом варианте осуществления изобретения с вакуумной газоаналитической камерой связан ионный насос, способствующий созданию и поддержанию вакуума в камере для облегчения диффузии газов из флюида в газоаналитическую камеру благодаря более низкой концентрации газа на вакуумной стороне мембраны (со стороны вакуумной камеры) по сравнению с его концентрацией во флюиде на стороне высокого давления мембраны. Диффузия газа через мембрану пропорциональна градиенту концентрации этого газа по обеим сторонам мембраны. Ионный насос удаляет газы, прошедшие через мембрану в вакуумную камеру из пробы пластового флюида, расположенной с другой стороны фильтра с полупроницаемой мембраной.
В первую очередь, необходимо создать вакуум в вакуумной камере, в которой находятся резонатор и процессор для анализа газов. Вакуумная камера снабжена ионным насосом для поддержания вакуума. На входе в вакуумную камеру помещена полупроницаемая мембрана (например, полупроницаемая мембрана из силиконового каучука), через которую в вакуумную камеру могут диффундировать газы, при этом мембрана препятствует поступлению жидкостей в эту камеру.
На фиг. 1 представлен пример осуществления настоящего изобретения с применением каротажного кабеля 102 в скважине 104, пробуренной в пласте (толще пород) 100. Флюид из пласта 100 извлекают с помощью выдвижного зонда 101. Извлеченный пластовый флюид движется по гидравлической линии 105 в газоаналитическую камеру 300, в которой в соответствии с настоящим изобретением определяется состав газа, содержащегося в пробе пластового флюида. Во время отбора пробы пластового флюида скважинный прибор 50 и выдвижной зонд 101 удерживаются на месте стабилизаторами 103. Результаты газового анализа, выполняемого с помощью резонатора 317 в газоаналитической камере 300 и процессора 108, могут использоваться процессором 108 для других операций, или же результаты анализа можно посылать на поверхность 51 для того, чтобы они могли использоваться в наземном процессоре и устройстве 1000 управления. Также может выполняться анализ скважинного флюида путем его извлечения из скважины, а не непосредственно из пласта (используемым в настоящем изобретении термином находящийся на глубине флюид охватываются оба этих флюида и вообще любой анализируемый в скважине флюид).
На фиг. 2 показан еще один пример осуществления настоящего изобретения с вводом скважинного оборудования в скважину на бурильной колонне 201. При поступлении флюида по каналу 105 в газоаналитическую камеру 300 скважинный прибор 50 удерживается на месте сдвоенными пакерами 203. Флюид может поступать из кольцевого пространства 106 между скважинным прибором 50 и стволом скважины 104 или из пласта 100. Флюид может быть при необходимости направлен в пробоотборный резервуар 111 или обратно в кольцевое пространство 106 скважины на основании результатов определения плотности в газоаналитической камере 300 в соответствии с настоящим изобретением. Результаты, полученные в газоаналитическую камере, могут использоваться процессором 108 для других операций, либо эти результаты можно посылать на поверхность 51 для того, чтобы они могли использоваться в наземном процессоре и устройстве 1000 управления. И здесь также может выполняться анализ скважинного флюида путем его извлечения из скважины, а не из пласта.
На фиг. 3 представлена более подробная схема газоаналитической камеры 300 в соответствии с настоящим изобретением. В схематической форме на фиг. 3 показаны резонатор 317, покрытый сорбентом, ионный насос 319, полупроницаемая мембрана 309, камера 307 для флюида и процессор 315. Для поддержания температуры процессора и резонатора в пределах диапазонов их рабочих температур и/или диапазонов температур, в которых они сохраняют работоспособность, предусмотрено сорбционное охлаждающее устройство 321. Камера 307 пластового флюида отделена полупроницаемой мембраной 309 от вакуумной газоаналитической камеры 311. Таким образом, камера 307 пластового флюида расположена с одной стороны полупроницаемой мембраны 309, а вакуумная газоаналитической камера 311 с другой ее стороны. Газы, содержащиеся во взятой пробе пластового флюида, диффундируют через полупроницаемую мембрану в вакуумную газоаналитическую камеру. В газоаналитической камере размещается активированный уголь или другой сорбент 320 газа для адсорбции газа с тем, чтобы он не оставался в камере слишком долго.
Пластовый флюид извлекается из пласта 100 или из скважины, когда зонд не находится в контакте со стенкой скважины, и подается в камеру 307 пластового флюида через клапан 301 по гидравлической линии 107. Газы диффундируют из пластового или скважинного флюида, находящегося с соответствующей стороны полупроницаемой мембраны, через полупроницаемую мембрану в вакуумную камеру 311. В вакуумной газоаналитической камере 311 находятся аппаратура модуля газового анализа, резонатор 317 и процессор/электронная аппаратура управления 315. Анализ газа осуществляется с помощью резонатора 317 и процессора 108. Управление проведением анализа осуществляет электроника процессора 108 и резонатора. Результаты анализа передаются процессором 108 на поверхность по каротажному кабелю или другими внутрискважинными средствами связи. Процессор 108 может действовать на основании результатов анализа, не передавая эти результаты на поверхность. На фиг. 4 показаны полупроницаемая мембрана 309, металлокерамический фильтр 313 и металлическая пластина 314 с мелкими отвер
- 3 010497 стиями и бороздками на поверхности между этими отверстиями.
На фиг. 5 показан пример, иллюстрирующий некоторые из стадий, выполняемых в соответствии с изобретением. На стадии 401 в соответствии с настоящим изобретением производится отбор пробы пластового флюида из пласта. Пластовый флюид поступает в скважинный прибор 50 по гидравлической линии, сообщающейся с пластом. На стадии 403 производится создание вакуума в газоаналитической камере. Создание вакуума в газоаналитической камере способствует диффузии газов, содержащихся в пробе пластового флюида, через полупроницаемую мембрану в вакуумную камеру. На стадии 405 осуществляют диффузию газов из флюида через полупроницаемую мембрану, расположенную между флюидом и вакуумной камерой, в вакуумную камеру для анализа газов. На стадии 407 в резонаторе и процессоре, предусмотренных настоящим изобретением, выполняются обнаружение, идентификация, количественный анализ и различение газов. На стадии 409 с помощью ионного насоса удаляют из камеры избыток или остатки прошедших через мембрану газов для поддержания в камере вакуума с целью подготовки к следующему измерению.
Обычно датчики СО2 и Н28 предназначены для работы в воздушной среде или в вакууме. При обнаружении этих газов, когда они растворены в сырой нефти, возникают различные проблемы. Поэтому для разделения газа и флюида вакуумная камера снабжена разделительной мембраной из силиконового каучука или другого полимера, после которой размещены металлокерамический фильтр из нержавеющей стали и стальная пластина с отверстиями. Таким образом, газы могут диффундировать из сырой нефти в вакуумную камеру, содержащую резонатор. Камера содержит также активированный уголь 320 или другой сорбент для предотвращения слишком долгого нахождения газов в камере. После того, как масса прошедшего сквозь мембрану газа осядет на резонаторе, например на резонаторе камертонного типа, используемом в варианте осуществления настоящего изобретения, резонансная частота резонатора уменьшается. Таким образом, покрывая резонатор материалом, который селективно реагирует с определенным газом, можно обнаружить присутствие этого газа, контролируя резонансную частоту резонатора. В одном из вариантов осуществления изобретения резонатор покрыт серебром, которое реагирует с Н28 с образованием черного сульфида серебра в форме тонкой пленки, которая утяжеляет резонатор, снижая его резонансную частоту. В этом случае уменьшение резонансной частоты резонатора, покрытого серебром, будет указывать на присутствие НЕ. В другом варианте осуществления изобретения резонатор покрывается медью, или цинком, или каким-либо другим металлом, реагирующим с НЕ. Еще в одном варианте осуществления изобретения резонатор покрывается окисью натрия, в результате реакции которой с СО2 образуется Ыа2СО3. В этом случае снижение резонансной частоты резонатора будет указывать на присутствие СО2. Для обнаружения СО2 также может использоваться тетрагидрат фторида тетраметиламмония (ТМАЕ), хотя он также имеет некоторую чувствительность в отношении НЕ.
Подходящие полупроницаемые мембраны, сорбенты на основе активированного угла и ионные насосы выпускаются в промышленных масштабах и пригодны для осуществления настоящего изобретения. Кроме того, мембраны могут быть сконструированы по специальному заказу с таким расчетом, чтобы они избирательно пропускали один газ, а не множество газов, как это делают силиконовые мембраны. Изобретение обеспечивает диффузию и отделение СО2 и Н28 от сырой нефти, имеющей высокую температуру и находящейся под большим давлением, причем газы диффундируют через полупроницаемый мембранный фильтр. Поскольку мембраны в этом случае подвергаются действию высокого давления, то они должны быть усилены, и поэтому в настоящем изобретении предусматривается использование металлокерамического фильтра из нержавеющей стали, структура материала которого аналогична структуре песчаника, в котором частицы песка заменены частицами стали. Металлокерамический фильтр имеет пористую структуру, обеспечивающую его проницаемость. За металлокерамическим фильтром размещается стальная перфорированная пластина, обеспечивающая необходимую жесткость для противостояния высокому давлению флюида, из которого диффундируют газы.
Технология разделительных мембран описана Сандрой Янг Еапбга Уоипд), факультет полимеров, университет южного Миссисипи (см., например, 1Шр://\у\у\у.р8гс.и8т.еби/таип1х/б|ГГи8е.1111111), которая сообщает следующее.
Ароматические полиимиды, содержащие группы -С(СЕ3)2-, склонны отдавать большее предпочтение СО2 по сравнению с СН4. Можно предположить, что включение групп -С(СЕ3)2- повышает жесткость цепочки, уменьшая внутрисегментную подвижность, а также снижает и ограничивает степень уплотнения цепочки за счет увеличения свободного объема, т.к. группы выступают в качестве молекулярных спейсеров и усилителей цепочек в полимере (8!егп, 8.А. 1. МетЬгапе 8сг, 1994, 94, 1-65 и К1т, Т.Н.; Когок, №.Т; Никк, С.В.; ОВпеп, К.С. 1. МетЬгапе 8ск, 1988, 37, 45-62).
Полисульфоны находят применение в качестве селективно проницаемых мембран в течение многих лет, начиная с 1977г., когда компания МопкаШо применила асимметричное полое волокно, покрытое тонким слоем силиконового каучука, для отделения Н2 от других компонентов. Для удаления СО2 и Н28 из природного газа используются асимметричные мембраны из ацетата целлюлозы. СО2 и Н28 отличаются высокой растворимостью в ацетате целлюлозы, который вызывает псевдопластификацию, приводящую к набуханию полимера с разрывом полимерной матрицы, повышающим подвижность полимерных цепочек. В области каучукоподобных полимеров единственными исследуемыми в настоящее время система
- 4 010497 ми являются поли(органосилоксаны). Поли(органосилоксаны) подробно исследовались по причине исключительной полезности полидиметилсилоксана (ПДМС) в качестве предварительно сформованной мембраны, которую затем можно использовать как шаблон для образования взаимопроникающих сеток в процессах разделения газов или жидкостей. ПДМС обладает одним из самых высоких коэффициентов проницаемости среди всех полимеров, что обусловлено его большим свободным объемом, и низкой селективностью. Используя сополимеризацию, потенциально можно получить свойства, которые отвечают конкретным требованиям в отношении разделения веществ. Для материалов, используемых в процессах разделения, большое значение имеет управление пористостью, что связано с потенциальным разнообразием газов или жидкостей, проходящих через мембрану. Для регулирования усадки сетки с целью развития контролируемой пористости неорганических материалов можно воздействовать на режим полимеризации в золь-гель процессах.
Джон Дж. Пеллегрино из Национального института по стандартам и технологиям (США) в статье, размещенной по адресу Ы1р://тетЬгапе8.п181.доу/риЬ11са1юп_аЬ81тас18/Ре11_Ко_Ха88_Еше.Ыт1, сообщает следующее.
Газы СО2 и Н2§ можно селективно отделять друг от друга и от неполярных газов, таких как Н2, СО и СН4, с применением химически реагирующих носителей, иммобилизированных в мембранной фазе. Были модифицированы ионообменные мембраны из полиперфторсульфоновой кислоты (РЕ8А) с образованием геля, предназначенного для использования в качестве опоры для растворителя и носителя. Такая мембрана содержит гидрофильные участки, способные впитывать растворитель, содержащий необходимый химический комплексообразующий агент. В экспериментах, проведенных при атмосферных условиях, значения селективности по СО2 относительно Н2 составили от 20 до 30 при проницаемости для СО2, равной 1000-2000 Баррер. [1 Баррер=10-10 см2-с-1-смНд-1]. При разделении газов Н28-Н2 получены более высокие показатели селективности и проницаемости в отношении Н2§. Наши исследования включают определение характеристик этой мембраны с различными аминовыми носителями и полярными растворителями при температуре окружающей среды и атмосферном давлении. В этой статье собраны сводные данные по скорости проникновения кислых газов и селективности в отношении кислых газов по сравнению с Н2 и СО. Предварительные экономические оценки показывают, что на композиционные мембраны с покрытыми РЕ8А пленками толщиной от 5 до 1 мкм потребуются меньшие капиталовложения, чем для стандартной технологии аминовых абсорберов.
На фиг. 6 представлена таблица характеристик диффузии некоторых газов через типовую полупроницаемую мембрану, подходящую для осуществления настоящего изобретения. Технические данные для некоторых имеющихся на рынке небольших резонаторов и малых ионных насосов рассмотрены ниже. На фиг. 7 иллюстрируется альтернативный вариант осуществления изобретения, предусматривающий использование фильтра 316 и капиллярной трубки 318, введенной в вакуумную газоаналитическую камеру 311. Между скоростью отклика на содержащиеся во флюиде газы и толщиной полупроницаемой мембраны обычно существует некое оптимальное соотношение.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения предлагаемый в нем способ реализован в виде набора выполняемых на компьютере команд, записанного на машиночитаемом носителе данных, включая постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), запоминающее устройство на компакт-дисках, флэш-память или любой другой машиночитаемый носитель, известный или неизвестный в настоящее время, при выполнении которого (набора команд) на компьютере осуществляется предлагаемый в изобретении способ.
Хотя выше изобретение было рассмотрено на примере предпочтительных вариантов его осуществления, для специалистов должны быть очевидны возможности внесения в них различных изменений. Любые такие изменения, находящиеся в рамках объема патентных притязаний, предполагаются охваченными вышеприведенным описанием. Примеры с наиболее важными признаками изобретения были изложены сначала в широкой форме, после чего дано подробное описание изобретения для того, чтобы можно было лучше его понять и оценить вклад в уровень техники.
Claims (31)
1. Устройство для определения газовых компонентов подземных флюидов, содержащее мембрану для диффузионного пропускания газа из подземного флюида в газоаналитическую камеру, резонатор, размещенный в газоаналитической камере, и процессор, предназначенный для контроля резонансной частоты резонатора с целью обнаружения ее изменения после взаимодействия газа с резонатором и оценки присутствия определяемого газового компонента в подземном флюиде на основании изменения резонансной частоты.
2. Устройство по п.1, в котором резонатор покрыт сорбентом, поглощающим определяемый газ.
3. Устройство по п.1, в котором мембрана является полупроницаемой.
4. Устройство по п.3, в котором полупроницаемая мембрана содержит металлокерамическую матрицу.
5. Устройство по п.3, в котором полупроницаемая мембрана содержит перфорированную опорную пластину.
- 5 010497
6. Устройство по п.2, в котором резонатор покрыт сорбентом СО2.
7. Устройство по п.2, в котором резонатор покрыт сорбентом Н2§.
8. Устройство по п.3, в котором мембрана представляет собой фильтр, диффузионно пропускающий только определяемые газы из подземного флюида.
9. Устройство по п.1, дополнительно содержащее активированный уголь, размещенный в газоаналитической камере с возможностью поглощения из нее газов.
10. Устройство по п.1, дополнительно содержащее ионный насос для откачивания газов из газоаналитической камеры.
11. Устройство по п.1, в котором газоаналитическая камера образует вакуумную камеру.
12. Устройство по п.1, в котором мембрана усилена с возможностью выдерживания разности давлений между вакуумом в камере и давлением в скважине.
13. Способ определения газовых компонентов подземных флюидов, при осуществлении которого размещают в скважине устройство по п.1, обеспечивают диффузионное перемещение газа из подземного флюида в газоаналитическую камеру, обеспечивают воздействие газа на резонатор, поглощающий определяемый газовый компонент, контролируют резонансную частоту резонатора для обнаружения ее изменения после воздействия газа на резонатор и оценивают наличие указанного определяемого газового компонента в подземном флюиде на основании изменения резонансной частоты.
14. Способ по п.13, в котором используют резонатор, покрытый сорбентом, поглощающим определяемый газовый компонент.
15. Способ по п.13, в котором обеспечивают диффузионное перемещение газа через полупроницаемую мембрану.
16. Способ по п.15, в котором используют полупроницаемую мембрану, усиленную металлокерамической матрицей.
17. Способ по п.15, в котором используют полупроницаемую мембрану, усиленную опорной перфорированной пластиной.
18. Способ по п.14, в котором определяемым газовым компонентом является СО2.
19. Способ по п.14, в котором определяемым газовым компонентом является Н2§.
20. Способ по п.15, в котором используют газоселективную полупроницаемую мембрану.
21. Способ по п.13, в котором дополнительно удаляют газы из газоаналитической камеры.
22. Способ по п.21, в котором газы удаляют из газоаналитической камеры посредством их откачивания.
23. Способ по п.21, в котором в газоаналитической камере создают вакуум для способствования диффузии в нее газа.
24. Способ по п.13, в котором используют мембрану, усиленную с возможностью выдерживания разности давлений между вакуумом в камере и давлением в скважине.
25. Система для определения газовых компонентов подземных флюидов, содержащая скважинный прибор, мембрану для диффузионного пропускания газа из подземного флюида в газоаналитическую камеру в скважинном приборе, резонатор для обнаружения присутствия газа в подземном флюиде и процессор, предназначенный для контроля резонансной частоты резонатора с целью обнаружения ее изменения после взаимодействия газа с резонатором и обнаружения присутствия определяемого газового компонента на основании изменения резонансной частоты.
26. Система по п.25, в которой мембрана выполнена полупроницаемой.
27. Система по п.25, в которой мембрана выполнена газоселективной.
28. Система по п.25, в которой резонатор покрыт сорбентом для обнаружения присутствия газа.
29. Система по п.25, дополнительно содержащая насос для откачивания газов из газоаналитической камеры для способствования диффузии в нее газа.
30. Система по п.25, в которой газоаналитическая камера образует вакуумную камеру.
31. Система по п.25, в которой мембрана усилена с возможностью выдерживания разности давлений между вакуумом в камере и давлением в скважине.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/917,173 US7240546B2 (en) | 2004-08-12 | 2004-08-12 | Method and apparatus for downhole detection of CO2 and H2S using resonators coated with CO2 and H2S sorbents |
| PCT/US2005/028622 WO2006020799A2 (en) | 2004-08-12 | 2005-08-10 | A method and apparatus for downhole detection of co2 and h2s using resonators coated with co2 and h2s sorbents |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200700386A1 EA200700386A1 (ru) | 2007-08-31 |
| EA010497B1 true EA010497B1 (ru) | 2008-10-30 |
Family
ID=35798725
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200700386A EA010497B1 (ru) | 2004-08-12 | 2005-08-10 | Способ и устройство для обнаружения в скважине газовых компонентов подземных флюидов |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US7240546B2 (ru) |
| EP (1) | EP1787008A4 (ru) |
| CN (1) | CN101035964A (ru) |
| CA (1) | CA2576051C (ru) |
| EA (1) | EA010497B1 (ru) |
| MY (1) | MY141714A (ru) |
| WO (1) | WO2006020799A2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2655494C1 (ru) * | 2017-05-02 | 2018-05-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ управления погружным электронасосом при периодической откачке жидкости из скважины |
Families Citing this family (38)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2854197B1 (fr) * | 2003-04-25 | 2005-07-22 | Geoservices | Dispositif d'analyse d'au moins un gaz contenu dans un liquide notamment un fluide de forage. |
| US7240546B2 (en) * | 2004-08-12 | 2007-07-10 | Difoggio Rocco | Method and apparatus for downhole detection of CO2 and H2S using resonators coated with CO2 and H2S sorbents |
| JP4598622B2 (ja) * | 2005-08-01 | 2010-12-15 | 本田技研工業株式会社 | ガスセンサ |
| US20070264452A1 (en) * | 2006-05-09 | 2007-11-15 | Joseph Martin | System and method of how to transport liquids against gravity |
| US7814782B2 (en) * | 2007-08-13 | 2010-10-19 | Baker Hughes Incorporated | Downhole gas detection in drilling muds |
| US8794350B2 (en) * | 2007-12-19 | 2014-08-05 | Bp Corporation North America Inc. | Method for detecting formation pore pressure by detecting pumps-off gas downhole |
| US20090159334A1 (en) * | 2007-12-19 | 2009-06-25 | Bp Corporation North America, Inc. | Method for detecting formation pore pressure by detecting pumps-off gas downhole |
| US8032311B2 (en) | 2008-05-22 | 2011-10-04 | Baker Hughes Incorporated | Estimating gas-oil ratio from other physical properties |
| US8904859B2 (en) * | 2008-08-26 | 2014-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Detecting gas compounds for downhole fluid analysis |
| US20100050761A1 (en) * | 2008-08-26 | 2010-03-04 | SchlumbergerTechnology Corporation | Detecting gas compounds for downhole fluid analysis |
| US8047298B2 (en) | 2009-03-24 | 2011-11-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools utilizing swellable materials activated on demand |
| US8272279B2 (en) * | 2009-07-16 | 2012-09-25 | Seer Technology, Inc. | Systems and methods for chemical sampling in particulate laden gaseous environments |
| US8739898B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-06-03 | Bp Corporation North America Inc. | Apparatus and methods for detecting gases during coring operations |
| BR112012018294A2 (pt) | 2010-05-21 | 2018-06-05 | Halliburton Energy Services Inc | método para detectar dióxido de carbono e sulfeto de hidrogênio em um ambiente de furo abaixo, e, aparelho de ferramenta de furo abaixop para detectar o dióxido de carbono e o sulfeto de hidrogênio. |
| US8878548B2 (en) | 2010-06-11 | 2014-11-04 | Baker Hughes Incorporated | Method for treating and sealing piezoelectric tuning forks |
| US9464500B2 (en) | 2010-08-27 | 2016-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rapid swelling and un-swelling materials in well tools |
| US8714254B2 (en) | 2010-12-13 | 2014-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method for mixing fluids downhole |
| US9052289B2 (en) | 2010-12-13 | 2015-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrogen sulfide (H2S) detection using functionalized nanoparticles |
| US8708049B2 (en) | 2011-04-29 | 2014-04-29 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole mixing device for mixing a first fluid with a second fluid |
| US10221686B2 (en) | 2011-09-13 | 2019-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Measuring an adsorbing chemical in downhole fluids |
| US8826981B2 (en) | 2011-09-28 | 2014-09-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for fluid processing with variable delivery for downhole fluid analysis |
| US9228429B2 (en) * | 2012-01-18 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Carbon dioxide content of natural gas from other physical properties |
| CN103291290B (zh) * | 2013-06-03 | 2016-04-06 | 西南石油大学 | 一种泥浆气体井下检测方法 |
| US9435192B2 (en) | 2013-11-06 | 2016-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole electrochemical sensor and method of using same |
| WO2016144774A1 (en) | 2015-03-06 | 2016-09-15 | Shell Oil Company | Methods of measuring hydrogen sulfide concentrations in reservoir fluids |
| CN105136712A (zh) * | 2015-09-17 | 2015-12-09 | 中国地质科学院岩溶地质研究所 | 一种便携式水中二氧化碳分压测试仪 |
| US9562430B1 (en) | 2015-10-05 | 2017-02-07 | Baker Hughes Incorporated | Chemiresistive sensors for downhole tools |
| CN105445367A (zh) * | 2015-12-30 | 2016-03-30 | 桂林斯壮微电子有限责任公司 | 氢气检测系统 |
| US10025000B2 (en) | 2016-01-21 | 2018-07-17 | Baker Hughes Incorporated | Optical sensors for downhole tools and related systems and methods |
| US10120097B2 (en) | 2016-04-05 | 2018-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Methods and apparatus for measuring hydrogen sulfide in downhole fluids |
| US10690642B2 (en) * | 2016-09-27 | 2020-06-23 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method for automatically generating a fluid property log derived from drilling fluid gas data |
| EP3482046B1 (en) * | 2016-09-30 | 2022-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Frequency sensors for use in subterranean formation operations |
| CN109211721B (zh) * | 2017-07-06 | 2020-05-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种实验装置 |
| WO2019007163A1 (zh) | 2017-07-06 | 2019-01-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种含硫气体中的元素硫溶解度的测定装置及方法 |
| DE102018131355A1 (de) * | 2018-12-07 | 2020-06-10 | UMS Gmbh & Co KG | Gesamtgas-Messvorrichtung mit Formkörper |
| US11352884B2 (en) * | 2019-06-17 | 2022-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole hydrogen sulfide capture and measurement |
| US10989048B1 (en) * | 2020-05-20 | 2021-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods to detect and quantify contaminants and components of a wellbore servicing fluid |
| CN113960267B (zh) * | 2021-12-20 | 2022-03-18 | 东营科宏化工有限公司 | 一种乙酸邻叔丁基环己酯合成香料的品质分析装置 |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3329004A (en) * | 1963-09-23 | 1967-07-04 | Exxon Research Engineering Co | Coated piezoelectric analyzer |
| US4154660A (en) * | 1977-08-30 | 1979-05-15 | Delphian Corporation | Method and apparatus for monitoring sulfide in well drilling mud |
| US4905701A (en) * | 1988-06-15 | 1990-03-06 | National Research Development Corporation | Apparatus and method for detecting small changes in attached mass of piezoelectric devices used as sensors |
| US5179028A (en) * | 1990-04-20 | 1993-01-12 | Hughes Aircraft Company | Antibody coated crystal chemical sensor |
| US5351532A (en) * | 1992-10-08 | 1994-10-04 | Paradigm Technologies | Methods and apparatus for making chemical concentration measurements in a sub-surface exploration probe |
| US5734098A (en) * | 1996-03-25 | 1998-03-31 | Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. | Method to monitor and control chemical treatment of petroleum, petrochemical and processes with on-line quartz crystal microbalance sensors |
| US5783747A (en) * | 1996-02-29 | 1998-07-21 | Mark Products, Inc. | Fluid analyzing detector for detecting the presence of a particular analyte in a fluid medium |
| US6336353B2 (en) * | 1997-10-08 | 2002-01-08 | Symyx Technologies, Inc. | Method and apparatus for characterizing materials by using a mechanical resonator |
| US20040159149A1 (en) * | 2002-12-23 | 2004-08-19 | The Charles Stark Draper Laboratory, Inc. | Sensor apparatus and method of using same |
| US6938470B2 (en) * | 2001-05-15 | 2005-09-06 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for downhole fluid characterization using flexural mechanical resonators |
Family Cites Families (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2814947A (en) * | 1955-07-21 | 1957-12-03 | Union Oil Co | Indicating and plugging apparatus for oil wells |
| US3924463A (en) * | 1973-10-18 | 1975-12-09 | Schlumberger Technology Corp | Apparatus for testing earth formations composed of particles of various sizes |
| US4635735A (en) * | 1984-07-06 | 1987-01-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for the continuous analysis of drilling mud |
| US4795559A (en) * | 1985-03-29 | 1989-01-03 | Firma Carl Freudenberg | Semipermeable membrane support |
| CH679890A5 (ru) * | 1989-11-17 | 1992-04-30 | Orbisphere Lab | |
| FR2724457B1 (fr) * | 1994-09-09 | 1996-12-13 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif pour faire des mesures thermodynamiques sur des fluides polyphasiques a tres hautes pressions et temperatures |
| US5829520A (en) * | 1995-02-14 | 1998-11-03 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for testing, completion and/or maintaining wellbores using a sensor device |
| US6101871A (en) * | 1995-02-28 | 2000-08-15 | Sandra K. Myers | In-ground vapor monitoring device and method |
| US5741962A (en) * | 1996-04-05 | 1998-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for analyzing a retrieving formation fluid utilizing acoustic measurements |
| US6494079B1 (en) * | 2001-03-07 | 2002-12-17 | Symyx Technologies, Inc. | Method and apparatus for characterizing materials by using a mechanical resonator |
| US6218662B1 (en) * | 1998-04-23 | 2001-04-17 | Western Atlas International, Inc. | Downhole carbon dioxide gas analyzer |
| US6272938B1 (en) * | 2000-04-07 | 2001-08-14 | General Electric Company | Monitoring of volatile organic compounds in groundwater with an in-situ sampling device |
| GB2363809B (en) * | 2000-06-21 | 2003-04-02 | Schlumberger Holdings | Chemical sensor for wellbore applications |
| US7434457B2 (en) | 2001-03-23 | 2008-10-14 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid property sensors |
| AUPR458201A0 (en) | 2001-04-23 | 2001-05-24 | Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation | Fluid properties evaluation |
| GB2377952B (en) * | 2001-07-27 | 2004-01-28 | Schlumberger Holdings | Receptacle for sampling downhole |
| US7003405B1 (en) * | 2001-10-25 | 2006-02-21 | Sandia Corporation | Methods for characterizing subsurface volatile contaminants using in-situ sensors |
| CN100342119C (zh) * | 2002-06-28 | 2007-10-10 | 国际壳牌研究有限公司 | 探测在钻井液中出现的气体的系统及设有该系统的钻柱 |
| US7311011B2 (en) * | 2002-10-31 | 2007-12-25 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatuses for interaction with a subterranean formation, and methods of use thereof |
| US7036363B2 (en) * | 2003-07-03 | 2006-05-02 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Acoustic sensor for downhole measurement tool |
| CN1261195C (zh) * | 2003-10-24 | 2006-06-28 | 深圳奥特迅电气设备有限公司 | 一种油气分离膜、其制造方法以及用其制成的气体传感器 |
| BRPI0416210B1 (pt) * | 2003-11-21 | 2015-12-08 | Baker Hughes Inc | aparelho, método e sistema para estimar uma propriedade de um gás difundido a partir de um fluido de fundo de poço |
| BRPI0508942B1 (pt) * | 2004-03-17 | 2016-12-27 | Baker Hughes Inc | método, aparelho e sistema para estimar uma propriedade de um fluido de poço |
| US7240546B2 (en) * | 2004-08-12 | 2007-07-10 | Difoggio Rocco | Method and apparatus for downhole detection of CO2 and H2S using resonators coated with CO2 and H2S sorbents |
-
2004
- 2004-08-12 US US10/917,173 patent/US7240546B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2005
- 2005-08-10 EA EA200700386A patent/EA010497B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-08-10 WO PCT/US2005/028622 patent/WO2006020799A2/en active Application Filing
- 2005-08-10 CA CA2576051A patent/CA2576051C/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-08-10 CN CNA2005800273436A patent/CN101035964A/zh active Pending
- 2005-08-10 EP EP05784940A patent/EP1787008A4/en not_active Withdrawn
- 2005-08-11 MY MYPI20053763A patent/MY141714A/en unknown
-
2007
- 2007-07-09 US US11/774,997 patent/US7516654B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3329004A (en) * | 1963-09-23 | 1967-07-04 | Exxon Research Engineering Co | Coated piezoelectric analyzer |
| US4154660A (en) * | 1977-08-30 | 1979-05-15 | Delphian Corporation | Method and apparatus for monitoring sulfide in well drilling mud |
| US4905701A (en) * | 1988-06-15 | 1990-03-06 | National Research Development Corporation | Apparatus and method for detecting small changes in attached mass of piezoelectric devices used as sensors |
| US5179028A (en) * | 1990-04-20 | 1993-01-12 | Hughes Aircraft Company | Antibody coated crystal chemical sensor |
| US5351532A (en) * | 1992-10-08 | 1994-10-04 | Paradigm Technologies | Methods and apparatus for making chemical concentration measurements in a sub-surface exploration probe |
| US5783747A (en) * | 1996-02-29 | 1998-07-21 | Mark Products, Inc. | Fluid analyzing detector for detecting the presence of a particular analyte in a fluid medium |
| US5734098A (en) * | 1996-03-25 | 1998-03-31 | Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. | Method to monitor and control chemical treatment of petroleum, petrochemical and processes with on-line quartz crystal microbalance sensors |
| US6336353B2 (en) * | 1997-10-08 | 2002-01-08 | Symyx Technologies, Inc. | Method and apparatus for characterizing materials by using a mechanical resonator |
| US6938470B2 (en) * | 2001-05-15 | 2005-09-06 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for downhole fluid characterization using flexural mechanical resonators |
| US20040159149A1 (en) * | 2002-12-23 | 2004-08-19 | The Charles Stark Draper Laboratory, Inc. | Sensor apparatus and method of using same |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2655494C1 (ru) * | 2017-05-02 | 2018-05-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ управления погружным электронасосом при периодической откачке жидкости из скважины |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20060032301A1 (en) | 2006-02-16 |
| US7516654B2 (en) | 2009-04-14 |
| WO2006020799A3 (en) | 2006-04-06 |
| EP1787008A2 (en) | 2007-05-23 |
| CN101035964A (zh) | 2007-09-12 |
| EP1787008A4 (en) | 2012-12-12 |
| US20070251296A1 (en) | 2007-11-01 |
| MY141714A (en) | 2010-06-15 |
| WO2006020799A2 (en) | 2006-02-23 |
| CA2576051C (en) | 2012-04-24 |
| CA2576051A1 (en) | 2006-02-23 |
| EA200700386A1 (ru) | 2007-08-31 |
| US7240546B2 (en) | 2007-07-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA010497B1 (ru) | Способ и устройство для обнаружения в скважине газовых компонентов подземных флюидов | |
| US7219541B2 (en) | Method and apparatus for downhole fluid analysis for reservoir fluid characterization | |
| Seeberg‐Elverfeldt et al. | Rhizon sampling of porewaters near the sediment‐water interface of aquatic systems | |
| US7392138B2 (en) | Method for determining the content of at least one given gas in a drilling mud, associated device and rig | |
| US8904859B2 (en) | Detecting gas compounds for downhole fluid analysis | |
| US7464582B2 (en) | Method for determining the inlet capillary pressure of a porous medium | |
| US20060254421A1 (en) | Gas trap for drilling mud | |
| US8146415B2 (en) | Downhole gas chromatograph | |
| EA021134B1 (ru) | Обнаружение газообразных соединений для анализа скважинных текучих сред с использованием микрофлюидных устройств и реагента с оптической регистрацией | |
| US7281435B2 (en) | Measurement of non-aqueous phase liquid flow in porous media by tracer dilution | |
| EA012141B1 (ru) | Способ и устройство для анализа скважинного флюида с применением молекулярно-импринтированных полимеров | |
| US20100050761A1 (en) | Detecting gas compounds for downhole fluid analysis | |
| US5469917A (en) | Use of capillary-membrane sampling device to monitor oil-drilling muds | |
| WO2001073424A1 (en) | Method and apparatus for the down-hole characterization of formation fluids | |
| US20040014223A1 (en) | Method intended for chemical and isotopic analysis and measurement on constituents carried by a drilling fluid | |
| Joun et al. | A modified and rapid method for the single-well push-pull (SWPP) test using SF6, Kr, and uranine tracers | |
| US3118738A (en) | Quantitative drilling mud gas trap | |
| Rossabi et al. | Recent advances in characterization of vadose zone dense non-aqueous phase liquids (DNAPL) in heterogeneous media | |
| US20240280018A1 (en) | Optical Detection of ION Water Chemistry In Oil And Water | |
| Pixler | Mud Analysis Logging | |
| CN118794859A (zh) | 一种致密砂岩浸入压裂液基质伤害评价实验方法 | |
| Pohlman et al. | Application of RHIZON samplers to obtain high-resolution pore-fluid records during geochemical investigations of gas hydrate systems | |
| Lucero | A dynamic gas sampler/analyzer system for geopressured aquifer logging | |
| Dumble | Groundwater monitoring and sampling–new research and the importance of borehole construction |
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 AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |