EA013728B1 - Способ внутрискважинной оценки акустических свойств флюида и устройство для его осуществления - Google Patents
Способ внутрискважинной оценки акустических свойств флюида и устройство для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- EA013728B1 EA013728B1 EA200801951A EA200801951A EA013728B1 EA 013728 B1 EA013728 B1 EA 013728B1 EA 200801951 A EA200801951 A EA 200801951A EA 200801951 A EA200801951 A EA 200801951A EA 013728 B1 EA013728 B1 EA 013728B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- fluid
- pressure
- acoustic
- sample
- properties
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 150
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 18
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 59
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 34
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 13
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 7
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000005284 excitation Effects 0.000 claims 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 108
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 17
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 14
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 229910001069 Ti alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 239000011344 liquid material Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 230000006798 recombination Effects 0.000 description 1
- 238000005215 recombination Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
- G01N1/02—Devices for withdrawing samples
- G01N1/10—Devices for withdrawing samples in the liquid or fluent state
- G01N1/14—Suction devices, e.g. pumps; Ejector devices
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/081—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells with down-hole means for trapping a fluid sample
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/10—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells using side-wall fluid samplers or testers
-
- 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
- G01N29/024—Analysing fluids by measuring propagation velocity or propagation time of acoustic waves
-
- 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
- G01N29/22—Details, e.g. general constructional or apparatus details
- G01N29/227—Details, e.g. general constructional or apparatus details related to high pressure, tension or stress conditions
-
- 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
- G01N2291/028—Material parameters
- G01N2291/02818—Density, viscosity
-
- 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
- G01N2291/028—Material parameters
- G01N2291/02872—Pressure
-
- 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
- G01N2291/04—Wave modes and trajectories
- G01N2291/044—Internal reflections (echoes), e.g. on walls or defects
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N9/00—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity
- G01N9/002—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity using variation of the resonant frequency of an element vibrating in contact with the material submitted to analysis
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N9/00—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity
- G01N9/24—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity by observing the transmission of wave or particle radiation through the material
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Measuring Arrangements Characterized By The Use Of Fluids (AREA)
Abstract
В изобретении описан алгоритм определения физических свойств пластового флюида из скважины, включающий изменение давления на пробу пластового флюида и распространение по меньшей мере одного акустического импульса в пробе флюида, а также анализ полученной акустической информации. Описаны также устройство и способы анализа с использованием по меньшей мере одного акустического преобразователя. Анализ обычно включает использование соотношений, связывающих уравнение состояния флюида и другие свойства с изменением скорости звука во флюиде в функции от давления.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к способам геологических исследований и, в частности, к анализу свойств флюида по акустическим данным.
Предшествующий уровень техники
В различных технологических процессах с применением жидких материалов бывает полезно знать свойства используемых флюидов. В эти свойства входят, например, плотность, сжимаемость и акустический импеданс. Во многих применениях, таких как разведка и добыча нефти, знание свойств флюида особенно важно. Специалистам по разработке месторождений нужно знать уравнение состояния скважинных флюидов, в особенности углеводородных флюидов, для принятия оптимальных решений по разработке коллектора. Уравнение состояния это термодинамическое уравнение, связывающее давление, объем и температуру флюида. Простейшее уравнение представляет собой хорошо известное соотношение РУ = пКТ для идеального газа. Однако уравнение для идеального газа не применимо к скважинным условиям, так как при таких давлениях и температурах в скважине даже чистый метан далек от идеального газа. Уравнения состояния для жидкостей намного сложнее и часто получаются полуэмпирическим путем. Существуют поверочные лаборатории, специализирующиеся на выполнении анализов соотношения давления, объема и температуры для извлеченных углеводородных проб флюида.
Известны попытки корреляции различных физических свойств флюидов с результатами акустических измерений. Однако ни в одном из известных скважинных акустических способов не выполняют акустических измерений при различных давлениях, и не делается попытка установления для флюида уравнения состояния или входящих в него параметров состояния (вириальных коэффициентов) с целью анализа свойств флюида. Например, в опубликованном 25.10.2005 патенте И8 6957700 Ультразвуковой способ с самоколибровкой измерения в условиях естественного залегания акустических свойств скважинного флюида раскрыты устройства и способы определения акустического импеданса бурового раствора с использованием отражений от прецизионного металлического диска. В этом патенте не описано проведение акустических измерений в условиях изменения давления флюида с целью установления уравнения состояния или других свойств флюида.
Вариант, не относящийся к скважинному использованию, представлен в опубликованном 20.07.2004 патенте И8 6763698 Самокалибрующееся устройство и способ ультразвукового определения свойств флюида. В этом патенте устройство и способ определения свойств флюида включают использование ультразвукового преобразователя на первой поверхности твердотельного элемента. Через твердотельный элемент подают импульс продольной ультразвуковой волны и затем регистрируют и обрабатывают группу эхо-импульсов, возникающих при отражениях ультразвукового импульса от поверхностей перехода между твердым телом и флюидом и преобразователем и твердым телом. Определяют скорость ультразвука во флюиде и плотность флюида в функции от скорости ультразвука и других акустических характеристик. Однако не описано проведение акустических измерений в условиях изменения давления флюида с целью установления уравнения состояния или других свойств флюида.
Полный анализ полученной в скважине пробы выполняют на поверхности, в поверочной лаборатории после извлечения пробной емкости из скважины. В связи с тем, что отбор пробы может осуществляться на глубинах с относительно высокими температурой и давлением, понятно, что растворенные в отобранной пробе компоненты находятся в состоянии неустойчивого равновесия. Поэтому проба может существенно измениться просто по причине извлечения ее на поверхность, где температура и давление значительно ниже. Из раствора могут выпасть в осадок асфальтены и смесь твердых углеводородов и могут потребоваться недели на взбалтывание в лаборатории при высоких температуре и давлении (трудная задача, называемая рекомбинацией), чтобы вернуть эти компоненты в раствор. Соответственно, различные способы отбора проб включают определенные регламентированные процедуры, направленные на преодоление таких проблем и сохранение достоверности пробы. Один из таких способов включает приложение в пробоотборной камере избыточного давления к пробе (обычно превышающего на несколько тысяч фунтов на квадратный дюйм пластовое давление), чтобы ограничить или вообще предотвратить разделение на две фазы или выпадение в осадок некоторых компонентов пробы при ее сжатии от охлаждения, возникающего во время извлечения пробы. Однако по возможности предпочтительно все же выполнять эти измерения свойств флюида в условиях естественного залегания, как описано в настоящем изобретении. Выполнение измерений в скважине гарантирует, что проба флюида находится в первоначальном состоянии. Кроме того для любого отдельного извлечения зонда число пробных емкостей, которые могут быть доставлены, ограничено. Для исследования флюидов с большего, чем одна, числа зон скважины нужно проводить измерения с пробными емкостями в скважине или многократно вводить зонд в скважину.
Существующие способы использования акустических сигналов для определения или анализа физических и химических свойств пробы, взятой в скважине, не способны обеспечить проведение некоторых необходимых анализов в условиях естественного залегания глубинных проб. В частности, существующие способы, использующие акустические сигналы для анализа пробы, не предусматривают проведения акустических измерений для группы значений давления. Кроме того, в них не используют изменение акустических свойств в зависимости от давления для установления уравнения состояния или других
- 1 013728 свойств флюида.
Известно, что при приложении давления к флюиду его акустические свойства меняются и можно получить дополнительную информацию о свойствах по тому, как быстро изменяются эти акустические свойства в зависимости от давления. Например, можно сослаться на журнальную статью Использование нелинейных ультразвуковых колебаний для определения молекулярных свойств чистых жидкостей (8ейда1, С.М. иИтакошск Уо1. 33, Νο. 2, 1995, рр. 155-161). В этой статье утверждается, что распространение волны через конденсированную среду принципиально является нелинейным процессом, и существует несколько соотношений, описывающих связь между свойствами флюида и крутизной изменения скорости звука в зависимости от давления.
Возникает необходимость в разработке способа анализа пробы пластового флюида в условиях естественного залегания, обеспечивающего проведение некоторых видов анализа, ранее выполнявшихся только в поверочной лаборатории на поверхности.
Раскрытие изобретения
В изобретении раскрыта система анализа пробы флюида, содержащая устройство, приспособленное для введения в скважину и отбора пробы флюида в пробоотборную камеру, выполненную с возможностью изменения давления пробы флюида и снабженную по меньшей мере одним акустическим преобразователем, соединенным с пробоотборной камерой, который предназначен для анализа пробы флюида в сжатом состоянии с помощью по меньшей мере одного акустического сигнала.
Кроме того, раскрыт способ анализа свойств пробы флюида, включающий размещение устройства в скважине; принятие пробы флюида в пробоотборную камеру устройства; изменение давления пробы флюида; распространение по меньшей мере одного акустического сигнала в пробе флюида и анализ по меньшей мере одного акустического сигнала для определения свойств пробы флюида.
Кроме того, раскрыт компьютерный программный продукт, занесенный на машиночитаемый носитель и включающий команды анализа свойств пробы флюида в условиях скважины за счет изменения давления пробы флюида в пробоотборной камере; распространения по меньшей мере одного акустического сигнала в пробе флюида и анализа по меньшей мере одного акустического сигнала для определения свойств пробы флюида.
Некоторые особенности изобретения, изложенные достаточно широко, будут далее более понятны из последующего подробного описания. Существуют, конечно, другие особенности изобретения, которые будут описаны далее, и которые будут охватываться объемом изобретения в соответствии с приложенной формулой изобретения.
Краткое описание чертежей
Ниже изобретение более подробно рассмотрено со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых показано на фиг. 1 - принципы отбора пробы в скважине;
на фиг. 2 - схематичное изображение пробоотборного устройства, находящегося в скважине;
на фиг. 3 - линия пробоотбора, ведущая в пробную емкость, в которой проба может быть подвергнута воздействию избыточного давления;
на фиг. 4 - способ определения физических параметров пробы.
В подробном описании рассмотрены со ссылкой на прилагаемые чертежи приводимые в качестве примера предпочтительные варианты выполнения изобретения, а также его преимущества и особенности.
Подробное описание предпочтительного варианта выполнения изобретения
На фиг. 1 представлено сечение толщи пород (формации) 10 вдоль длины проходки, называемой скважиной 11. Обычно скважина 11, по меньшей мере, частично заполнена смесью жидкостей, содержащей воду, буровой раствор, шлам, нефть и пластовые флюиды, насыщающие формацию, через которую проходит скважина 11. В скважине 11 на нижнем конце каротажного кабеля 12 подвешено устройство 20 отбора пробы пластового флюида. Каротажный кабель 12 часто пропускают через блок 13, закрепленный на деррике 14. Обычно каротажный кабель 12 разматывают и сворачивают с помощью снабженной двигателем лебедки, установленной на автомобиле 15 технического обслуживания.
Представленный в качестве примера вариант выполнения пробоотборного устройства 20 схематически показан на фиг. 2. В данном, не являющемся ограничением варианте выполнения пробоотборное устройство 20 содержит нескольких частей, соединенных встык резьбовыми муфтами или работающими по посадке сочленениями 23. В пробоотборное устройство входят гидравлическая силовая установка 21 и экстрактор 22 пластового флюида. Ниже экстрактора 22 помещен высокопроизводительный насос 24 для прочистки линии. Под высокопроизводительным насосом 24 находится аналогичный насос 25 малой производительности, с меньшим объемом прокачиваемой жидкости, чем большой насос 24. Ниже насоса 25 малой производительности установлены секции 26 накопителя, состоящего из нескольких пробных емкостей. Каждая секция 26 накопителя содержит по меньшей мере одну пробную емкость 30, содержащую пробу флюида.
В данном варианте выполнения экстрактор 22 пластового флюида содержит выдвижной всасывающий пробоотборник 27, снижающий давление немного ниже давления пластового флюида, чтобы дать
- 2 013728 возможность пластовому флюиду пройти в пробоотборник 27. На противоположной стороне от пробоотборника 27 расположены вспомогательные опорные лапы 28, упирающиеся в стенку скважины. Как всасывающий пробоотборник 27, так и опорные лапы 28 могут выдвигаться гидравлически до надежного сцепления со стенками скважины 11.
В некоторых вариантах выполнения по меньшей мере один элемент из группы, включающей насос 24 большой производительности, насос 25 малой производительности и блок дистанционной подачи сжатого газа (не показан), при подаче соответствующей команды создает давление за поршнем, удерживающим пробу пластового флюида по меньшей мере в одной пробной емкости 30. Значение давления обычно устанавливают для каждой пробы, отобранной и помещенной в пробную емкость 30.
Газовая подушка намного более сжимаема, чем обычный пластовый флюид, так что давление пластового флюида не изменяется настолько при падении температуры, как меняется давление жидкости. В емкости, заполненной только жидкостью, когда жидкость слегка сжимается с уменьшением температуры, давление, оказываемое ею на емкость, в которой она заключена, резко падает. По этой причине газовую подушку часто используют для поддержания давления жидкой пробы и сохранения ее в гомогенном состоянии. Поршень отделяет газовую подушку от любых других флюидов, находящихся в пробной емкости.
Заложенные в данное изобретение идеи предусматривают использование совместно с пробоотборным устройством 20 по меньшей мере одного акустического преобразователя. Этот по меньшей мере один преобразователь предназначен для определения акустических свойств пробы при различных давлениях, обычно лежащих вблизи пластового давления. Определение акустических свойств проводят для получения других параметров по измеренным акустическим свойствам. Так как способы повышения давления в пробной емкости 30 и другие компоненты пробоотборного устройства 20 хорошо известны, эти стороны обработки пробы в дальнейшем в основном не рассматриваются.
Хотя рассматриваемые здесь идеи связаны с использованием пробоотборного устройства 20, должно быть понятно, что раскрытые способы не ограничены использованием в сочетании с пробоотборным устройством 20. Например, для извлечения проб из скважины могут быть использованы различные устройства. Например, для реализации заложенных в изобретение идей могут быть использованы устройства, называемые измерительными устройствами, приборами для измерения искривления скважины, устройствами создания давления и другие подобные устройства. Любое из приведенных устройств и другие аналогичные устройства можно рассматривать как понятие устройство, используемое в данном описании. Соответственно, термин пробоотборное устройство 20 просто иллюстрирует, но не ограничивает заложенные в изобретение идеи.
Известны также способы определения, по меньшей мере, плотности пробы по затуханию акустического импульса. Может быть сделана ссылка на патентную заявку И8 2005/0204808 Способ и устройство определения плотности по затуханию акустического импульса заявителя настоящего изобретения, целиком включенную в данное описание в качестве ссылки.
На отображенном на фиг. 3 приведенном в качестве примера варианте выполнения изобретения показана линия 40 пробоотбора, ведущая к пробной емкости 30. Направление движения пробы 106 в линии 40 пробоотбора показано на фиг. 3 стрелкой. Линия 40 пробоотбора находится под избыточным давлением и заключает в себе пробу 106 пластового флюида. Часть линии 40 пробоотбора, в которой производят анализ, для удобства названа пробоотборной камерой 100. Термин пробоотборная камера 100, как он употреблен в данном описании, относится к любому месту, где производится оценка пробы 106 с использованием идей данного изобретения. Соответственно, линия 40 пробоотбора служит иллюстрацией не являющегося ограничением объема изобретения варианта выполнения побоотборной камеры 100.
Хотя количество пластового флюида, которое в конце концов собирается в устройстве 20, существенно больше объема флюида, часть которого показана в пробоотборной камере 100, в данном варианте выполнения (и некоторых других) часть, находящаяся в пробоотборной камере 100, называется пробой 106. Это сделано для удобства и не накладывает ограничений на изложенные в данном описании идеи. Термин проба 106, как он использован в данном описании, в общем обозначает часть сохраненного пластового флюида, которую оценивают с помощью акустического сигнала, подвергают его воздействию или опрашивают с помощью акустического сигнала.
В данном не являющемся ограничением варианте выполнения проба 106 ограничена пробоотборной камерой 100, имеющей ближнюю стенку 104 и дальнюю стенку 114. Давление на пробу 106 может быть увеличено за счет сжатия пластового флюида при движении поршня насоса (не показан) или другими способами.
Обычно в скважине 11 давление пластового флюида лежит в диапазоне от примерно 6000 фунтов на квадратный дюйм (ρκί) до примерно 15000 ρκί (422-1055 кг/см2). Было установлено, что в некоторых случаях давление пластового флюида может меняться от примерно 3000 до примерно 30000 ρκί (211-2110 кг/см2) и возможно выше (или ниже).
Обычно проба 106 находится под избыточным давлением в несколько тысяч фунтов на квадратный дюйм или более относительно давления пластового флюида. Например, избыточное давление на пробу 106 может лежать в диапазоне от примерно 500 до примерно 3500 ρκί (35-246 кг/см2), однако этот диапа
- 3 013728 зон должен рассматриваться просто как иллюстрация, а не ограничение объема изобретения.
Термины избыточное давление, находящийся под избыточным давлением и другие подобные термины в общем должны рассматриваться в привязке к давлению пробы относительно среды, окружающей пробу, и давления пластового флюида в этой среде. То есть должно быть понятно, что при отборе пластового флюида он обычно находится под давлением, которое существенно выше атмосферного давления. Приложение избыточного давления к пробе 106 обычно означает сжатие пробы 106 до значения давления, которое, по меньшей мере, слегка превышает пластовое давление и может быть значительно выше пластового давления.
Аналогично, в некоторых случаях может быть желательным приложение пониженного давления к пробе 106. В таких вариантах выполнения пониженное давление пробы 106 означает слегка уменьшенное давление на пробу 106 и может означать значительно уменьшенное, вплоть до полного снятия давления на пробу 106. Поэтому термины изменение, также как сжатие и другие аналогичные термины, относящиеся к давлению пробы, подразумевают приложение повышенного давления к пробе 106, а также приложение к ней пониженного давления.
Соответственно, должно быть понятно, что давление на пробу 106 можно существенно изменять для предоставления пользователю дополнительных данных, относящихся к свойствам пробы 106.
В варианте с фиг. 3 акустический преобразователь 101 сопряжен с ближней стенкой 104 линии 40 пробоотбора в месте акустического интерфейса 102. Акустический преобразователь 101 связан с импульсным генератором 116. Импульсный генератор 116 обычно содержит электронную схему, приспособленную для выдачи акустического сигнала (например импульса) и для мониторинга сигналов, связанных с акустическим импульсом. Как правило, толщину 108 стенки линии 40 пробоотбора и внутренний размер 109 линии пробоотбора выбирают таким образом, чтобы улучшить акустические параметры при анализе пробы. При анализе пробы акустические сигналы проходят от ближней стенки/границы 107 с флюидом через пробу 106 и отражаются от дальней стенки/границы 113 с флюидом.
Акустический преобразователь 101 выдает по меньшей мере один акустический сигнал для анализа пробы 106. Этот по меньшей мере один акустический сигнал может быть отражен, возвращен, направлен или передан через пробу 106 любым пригодным для проведения анализа образом. Акустический сигнал обычно вырабатывают на частоте, выбранной для анализа скважинного флюида. Хотя акустический сигнал может быть выбран, исходя из свойств пробы 106, параметров пробоотборной камеры 100 и других параметров, должно быть понятно, что в соответствии с изложенными в данном изобретении идеями лучше всего выбрать акустический преобразователь 101, способный работать в широком частотном диапазоне.
В частности, общеизвестным способом определения скорости звука во флюиде является определение времени прохождения акустическим импульсом известного расстояния во флюиде. Акустический импульс в общем состоит из одного или более законченных циклов акустической волны. Основная частота этой акустической волны может лежать в любом диапазоне от инфразвука до слышимого и ультразвука.
Предпочтительное проходимое во флюиде расстояние зависит от длины звуковой волны во флюиде. Длину звуковой волны подсчитывают как скорость звука во флюиде, деленную на частоту. Для точного определения времени прихода акустического импульса и соответствующего времени прохождения предпочтительно, чтобы проходимое расстояние было много больше, чем длина звуковой волны, так как каждый акустический импульс в общем распространяется на расстояние, превышающее одну или более длину звуковой волны. Другими словами, время прохождения обычно много больше длительности импульса, включающего один или более полные циклы. Поэтому для низкочастотного звука используют пробоотборную камеру большего размера, чем пробоотборная камера, используемая для определения скорости высокочастотного звука.
Конечно, должно быть понятно, что линия 40 пробоотбора не обязательно является одной основной линией. Например, пробоотборная камера 100 может служить вспомогательной линией пробоотбора, в которую отводят часть потока пробы. Такое выполнение может быть желательным по меньшей мере в некоторых случаях для отдельной регулировки давления на часть пробы 106 с целью улучшения акустических свойств пробоотборной камеры 106 и по другим причинам.
В одном из вариантов выполнения акустический преобразователь 101 содержит акустический преобразователь 101 на частоту 10 МГц. Пробоотборную камеру 100 выполняют из титанового сплава. В этом варианте внутренний размер пробоотборной камеры 100 составляет примерно 0,218 дюйма (0,55 см), и толщина 108 стенки примерно равна 0,110 дюйма (0,28 см). Обычно акустические поверхности пробоотборной камеры 100 (например, поверхности у акустического интерфейса 102, у ближней стенки/границы 107 с флюидом и у дальней стенки/границы 113 с флюидом) плоские и параллельны друг другу. В некоторых вариантах выполнения пробоотборная камера 100 содержит отдельный приемный преобразователь (не показан) для мониторинга акустического сигнала.
Обычно давление поднимают до значения, при котором проба 106 остается в состоянии, соответствующем состоянию пластового флюида в естественных окружающих условиях. Так как температуры и давления в условиях скважины 11 могут быть относительно высокими, в конструкцию пробоотборной
- 4 013728 камеры закладывают устойчивость к значительному давлению (давлению, которое существенно выше высокого давления в пласте). Соответственно, понятно, что определение свойств, когда проба 106 находится под экстремальным давлением, требует учета этого значительного давления. Идеи, заложенные в настоящее изобретение, предусматривают определение свойств отобранной пробы 106, по меньшей мере, когда она находится под компенсирующим давлением, при котором сохраняется фазовый состав пробы.
В некоторых других вариантах выполнения анализ пробы 106 предусматривает использование пробной емкости 30 в качестве пробоотборной камеры 100. В этих вариантах преобразователь 101 помещают в контакте со стенкой пробной емкости 30. Предусмотрено проведение этим преобразователем нескольких измерений по мере изменения давления в емкости. Специалисту в данной области техники понятно, что на пробу 106 может воздействовать различное давление на разных стадиях отбора пробы и ее извлечения, и что анализ пробы 106 может быть выполнен на нескольких из этих стадий. Соответственно, использование пробной емкости 30 в качестве пробоотборной камеры 100 представляет собой просто один из вариантов выполнения анализа свойств пробы 106 и не является ограничением объема изобретения.
Для определения свойств пробы 106 необходимо знать соотношения между акустическими сигналами и молекулярными свойствами. В качестве примера можно привести уравнения, приведенные в статье Использование нелинейных ультразвуковых колебаний для определения молекулярных свойств чистых жидкостей (8ейда1, С.М., ИИгакошск. Уо1. 33, Νο. 2, 1995, рр. 155-161), которая целиком включена в данное описание.
Как показано в уравнениях 8ейда1 1-3, начальное давление Р флюида и повышенное давление Р' флюида могут быть связаны с начальной плотностью ρ флюида и плотностью р' флюида под повышенным давлением соотношением где ξ - постоянная.
Записав
РЧР = {рЧр/, р’ = р+Лр, данное уравнение можно представить в виде ряда Тейлора для первоначальной плотности р, так что
Р' = + Ση=| (»!) {д Р /5/^)[р — р] где (б Р !дрР) представляет собой производную η-го порядка от Р' по р, в то время как энтропия 8 остается постоянной. Выражение [р' - р] можно заменить на Δρ. Для флюида с низкой сжимаемостью в данном выражении достаточно взять только пару членов. Далее для упрощения вида полученного приближенного уравнения можно обозначить
А = р(дРЧдр) и В = р2(д2Р'/др2).
Соответственно, физические свойства пробы могут быть определены с использованием обобщенного уравнения состояния для пробы 106. Изоэнтропийные или адиабатические условия означают, что энтропия 8 сохраняется постоянной. Математически адиабатические условия обозначают нижним индексом 8, как показано в уравнении 1. Вириальное уравнение, связывающее Р с плотностью р для адиабатических условий, имеет следующий вид:
где Р - давление;
Р0 - начальное давление в пробоотборной камере 100; р - плотность пробы 106;
Δρ - изменение плотности пробы 106 и
А, В - вириальные коэффициенты.
Вириальные коэффициенты А, В определяют соотношение между давлением и плотностью для пробы 106. Отношение этих вириальных коэффициентов, выражается как
где 6с/6Р - производная от скорости звука по давлению;
с - скорость звука в пробе 106 и р - плотность пробы 106.
Изменение энергии связи ΔΑΙ; для пробы 106 может быть записано как
где ΔΑ - энергия связи для пробы 106, выражаемая обычно в эрг/г;
- 5 013728
Мс - средний молекулярный вес пробы 106 и Т - температура пробы 106.
Далее, параметр растворимости δ, называемый параметром Гильдербранта, выражается как
где У8, У1 - молярный объем пробы 106 в газообразном и жидком состоянии соответственно.
Хотя постоянные Ван-дер-Ваальса наилучшим образом подходят для определения свойств газообразных сред, константы а, Ь могут быть использованы и для жидкой среды. Эти константы могут быть определены по результатам акустических измерений В/А и с с использованием следующих уравнений:
и Α = *£(В/Д + 1) Рс (6);
где а - значение сил притяжения между молекулами в пробе 106;
Ь - величина, связанная с размером молекул в образце 106; и
В - постоянная идеального газа.
На фиг. 4 представлен один из способов анализа пробы, не являющийся ограничением объема данного изобретения. На фиг. 4 анализ 400 пробы включает установку зонда 401 в состояние отбора пробы; отбор пробы 402; сжатие пробы 403 (обычно до давления, превышающего пластовое давление); проведение по меньшей мере одного акустического измерения 404 и анализ сигнала 405. Обычно акустические измерения 404 проводят при нескольких давлениях, что показано стрелкой на фиг. 4, обозначающей повторение сжатия, измерений и анализа.
Установка зонда 401 и отбор пробы 402 включают известные операции и не являются предметом дальнейшего обсуждения. Сжатие пробы 403 также включает известные операции. Однако должно быть понятно, что, как упомянуто выше, операция сжатия пробы 403 обычно включает приложение давления к флюиду 106 на пути прохождения его в пробоотборном устройстве 20. Поэтому акустические измерения 404 и анализ сигнала 405 могут быть выполнены в других местах на пути прохождения пробы 106 в пробоотборном устройстве 20.
Акустические измерения 404 выполняют с применением известных способов воздействия на среду акустической энергии. Эти известные способы объединяют приводимые в качестве примера описанные и обсужденные компоненты, а также могут включать другие компоненты, не рассмотренные в данном описании.
Анализ сигнала 405 может быть выполнен различными способами. Например, можно сослаться на патентную заявку И8 2005/0204808, ранее включенную в качестве ссылки. В этой патентной заявке среди других моментов есть указание на способ анализа свойств флюида, включающий передачу первого акустического импульса первому элементу, находящемуся в контакте с флюидом; регистрацию группы акустических эхо-импульсов, отраженных от поверхности раздела между первым элементом и флюидом; и определение свойства флюида по группе отраженных акустических эхо-импульсов.
В этом способе анализа в свойства флюида входит по меньшей мере один элемент из группы, включающей акустический импеданс, плотность и вязкость флюида. Следующий этап включает по меньшей мере одну операцию из группы, состоящей из определения коэффициента отражения от поверхности раздела между первым элементом и флюидом; определения акустического импеданса первого элемента и определения наклона кривой затухания энергии группы отраженных акустических эхо-импульсов. В некоторых вариантах выполнения определение наклона кривой затухания энергии включает применение метода наименьших квадратов к группе отраженных акустических эхо-импульсов; в некоторых других вариантах определение наклона кривой затухания энергии включает разбиение каждой группы отраженных эхо-импульсов на несколько временных интервалов. В некоторых других вариантах выполнения определение наклона кривой затухания энергии включает также интегрирование по каждому временному интервалу; в других вариантах определение наклона кривой затухания энергии включает также вычи тание шума из каждого из группы отраженных акустических эхо-импульсов.
Способ анализа может предусматривать также распространение второго акустического импульса через флюид и определение скорости звука во флюиде с использованием времени прохождения второго акустического импульса туда и обратно между первым элементом и вторым элементом, находящимся в контакте с флюидом.
Альтернативно способ анализа может предусматривать распространение второго акустического
- 6 013728 импульса через флюид и определение ослабления второго акустического импульса при прохождении через флюид. В некоторых вариантах определение ослабления включает определение ослабления на группе частот. В некоторых вариантах распространение второго акустического импульса включает также передачу группы акустических импульсов на различных частотах. В типичных вариантах выполнения анализ выполняют в скважине.
В других вариантах выполнения анализ сигнала 405 предусматривает обсчет акустических сигналов по приведенным в данном описании в качестве примера уравнениям 1-6. Конечно, специалистом в данной области могут быть использованы другие соотношения, предусматривающие определение физических характеристик пробы 106 по акустическим сигналам. Подразумевается, что эти другие соотношения подпадают под объем данного изобретения и соответственно охватываются рамками приложенной формулы изобретения.
Специалисту в данной области понятно также, что анализ пробы 400 может включать различные другие операции, сочетание операций или опускать некоторые операции. Например, в вариантах выполнения, в которых анализ пробы 106 проводят в линии пробоотбора, отбор пробы 402 и сжатие пробы 403 могут представлять собой, по существу, одну операцию.
В других вариантах выполнения для анализа пробы 106 кроме акустического преобразователя 101 используют другие датчики. Например, можно проводить мониторинг температуры пробы 106 с помощью температурного датчика (не показан). Использование различных комбинаций данных, полученных с различных датчиков, может обеспечить дополнительные преимущества при определении некоторых свойств пробы 106, например плотности.
В некоторых вариантах выполнения может считаться преимуществом частичное сжатие пробы 403 (например, до заданного давления) и проведение затем акустических измерений 404 и анализа сигнала 405 прежде, чем подвергнуть пробу дальнейшему сжатию 403. Например, могут быть рассмотрены варианты выполнения, в которых используют пошаговое сжатие и анализ пробы 106, предоставляющее пользователю дополнительные данные, также относящиеся к другому параметру пробы 106.
Для реализации положений изобретения может понадобиться введение различных вычислительных компонентов, включая программное обеспечение, необходимое для работы и проведения анализа раскрытыми устройствами и способами. Соответственно, можно считать, что положения изобретения могут быть реализованы с помощью набора выполняемых компьютером программ на машиночитаемом носителе, таком как постоянное запоминающее устройство (КОМ), запоминающее устройство с произвольной выборкой (КАМ), запоминающее устройство на компакт-дисках (СЭ КОМ), флэш-память или другое, известное или неизвестное в настоящее время устройство, причем при выполнении программ компьютер реализует способ по настоящему изобретению. Эти программы могут относиться к работе оборудования, регулированию, сбору и анализу данных и выполнению других функций по замыслу потребителя.
Хотя в предшествующем описании представлены в качестве примера предпочтительные варианты выполнения изобретения, для специалистов в данной области техники будут очевидны различные его модификации. В предшествующем описании сделана попытка охватить все варианты, подпадающие под рамки прилагаемой формулы изобретения.
Claims (16)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Устройство для внутрискважинного анализа акустических свойств флюида, содержащее пробоотборную камеру, приспособленную для приема флюида при ее размещении внутри скважины, насос или удаленный источник, обеспечивающий подачу флюида, акустический преобразователь, взаимодействующий с флюидом, импульсный генератор, содержащий электронную схему, соединенную с акустическим преобразователем, и процессор, связанный с насосом и с электронной схемой импульсного генератора, соединенной с акустическим преобразователем, причем процессор способен подавать сигналы насосу или удаленному источнику на изменение давления флюида и электронной схеме импульсного генератора на возбуждение акустического преобразователя, получать акустические данные от акустического преобразователя и осуществлять расчет степени изменения скорости звука во флюиде на основании этих акустических данных.
- 2. Устройство по п.1, содержащее электронную схему и приемный преобразователь, соединенный с пробоотборной камерой для мониторинга акустического взаимодействия.
- 3. Устройство по п.1, в котором давление в пробоотборной камере превышает давление пластового флюида на величину, лежащую между примерно 500 и 3500 фунтов на квадратный дюйм (34-238 атм).
- 4. Устройство по п.1, в котором проба содержит по меньшей мере одно из группы, включающей воду, буровой раствор, шлам, нефть и пластовые флюиды.
- 5. Устройство по п.1, в котором процессор представляет собой цифровой вычислитель.
- 6. Способ внутрискважинной оценки акустических свойств флюида, при осуществлении которого- 7 013728 принимают флюид в пробоотборную камеру анализирующего устройства при ее размещении внутри скважины, изменяют давление пробы флюида, обеспечивают распространение по меньшей мере одного акустического сигнала в пробе флюида, анализируют по меньшей мере один акустический сигнал для определения степени изменения скорости звука во флюиде в зависимости от давления и на основании этой степени изменения осуществляют оценку свойства флюида.
- 7. Способ по п.6, в котором распространение и анализ выполняют для множества значений давле ния.
- 8. Способ по п.6, в котором изменение включает по меньшей мере одно действие из группы, включающей повышение давления, снижение давления и полное снятие давления.
- 9. Способ по п.6, в котором изменение давления включает сжатие по меньшей мере до одного за данного значения давления.
- 10. Способ по п.6, в котором анализ свойств флюида включает решение уравнения где Р - давление, приложенное к флюиду,Ро - давление в пробоотборной камере для несжатого состояния, ρ - плотность флюида,Δρ - изменение плотности флюида иА, В - вириальные коэффициенты для флюида.
- 11. Способ по п.6, в котором анализ свойств флюида включает решение уравнения где 6с/6Р - производная от скорости звука с по давлению Р, приложенному к флюиду, с - скорость звука во флюиде, ρ - плотность флюида и А, В - вириальные коэффициенты для флюида.
- 12. Способ по п.6, в котором анализ свойств флюида включает решение уравнения для оценки энергии связи для флюида где ΔΑ - изменение энергии связи для флюида,Мс - средний молекулярный вес флюида,Т - температура флюида, ρ - плотность флюида и А, В - вириальные коэффициенты для флюида.
- 13. Способ по п.6, в котором анализ свойств флюида включает решение уравнения для оценки параметра растворимости для флюида где δ - параметр растворимости для флюида,У8, У1 - молярный объем флюида в газообразном и жидком состоянии соответственно, с - скорость звука во флюиде, ρ - плотность флюида иА, В - вириальные коэффициенты для флюида.
- 14. Способ по п.6, в котором анализ свойств флюида включает решение уравнения для оценки значения сил притяжения между молекулами во флюиде где а - значение сил притяжения между молекулами во флюиде, У1 - молярный объем флюида в жидком состоянии, с - скорость звука во флюиде, ρ - плотность флюида и- 8 013728А, В - вириальные коэффициенты для флюида.
- 15. Способ по п.6, в котором анализ свойств флюида включает решение уравнения для оценки величины, связанной с размером молекул во флюиде й = ^-^(5/Л + 1)Рс где Ь - величина, связанная с размером молекул во флюиде,К - постоянная идеального газа,V - молярный объем флюида в жидком состоянии, с - скорость звука во флюиде, ρ - плотность флюида иА, В - вириальные коэффициенты для флюида.
- 16. Способ по п.6, в котором при изменении давления поддерживают флюид в жидком состоянии.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/393,770 US7516655B2 (en) | 2006-03-30 | 2006-03-30 | Downhole fluid characterization based on changes in acoustic properties with pressure |
| PCT/US2007/007837 WO2007127003A2 (en) | 2006-03-30 | 2007-03-29 | Downhole fluid characterization based on changes in acoustic properties with pressure |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200801951A1 EA200801951A1 (ru) | 2009-04-28 |
| EA013728B1 true EA013728B1 (ru) | 2010-06-30 |
Family
ID=38556902
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200801951A EA013728B1 (ru) | 2006-03-30 | 2007-03-29 | Способ внутрискважинной оценки акустических свойств флюида и устройство для его осуществления |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7516655B2 (ru) |
| EP (1) | EP1999341A4 (ru) |
| CN (1) | CN101454662A (ru) |
| BR (1) | BRPI0710066B1 (ru) |
| EA (1) | EA013728B1 (ru) |
| NO (1) | NO343973B1 (ru) |
| WO (1) | WO2007127003A2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2505675C1 (ru) * | 2012-09-03 | 2014-01-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения свойств углеводного пласта и добываемых флюидов в процессе добычи |
Families Citing this family (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8037747B2 (en) * | 2006-03-30 | 2011-10-18 | Baker Hughes Incorporated | Downhole fluid characterization based on changes in acoustic properties |
| 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 |
| US20090201764A1 (en) * | 2008-02-13 | 2009-08-13 | Baker Hughes Incorporated | Down hole mud sound speed measurement by using acoustic sensors with differentiated standoff |
| GB2471048B (en) * | 2008-04-09 | 2012-05-30 | Halliburton Energy Serv Inc | Apparatus and method for analysis of a fluid sample |
| US8032311B2 (en) | 2008-05-22 | 2011-10-04 | Baker Hughes Incorporated | Estimating gas-oil ratio from other physical properties |
| EP2310844A4 (en) | 2008-07-14 | 2017-02-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for determining geologic properties using acoustic analysis |
| DE102008037162A1 (de) * | 2008-08-08 | 2010-02-11 | Jäger, Frank-Michael | Verfahren und Vorrichtung zur Bestimmung des Feststoffgehaltes von Flüssigkeiten |
| CN102477863B (zh) * | 2010-11-26 | 2015-10-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 煤层气无压井液面监测装置 |
| US8615387B2 (en) * | 2011-04-07 | 2013-12-24 | Invensys Systems, Inc. | Dynamic simulation of fluid filled vessels |
| US20120273194A1 (en) * | 2011-04-29 | 2012-11-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of calculating a fluid composition n a wellbore |
| US8910514B2 (en) * | 2012-02-24 | 2014-12-16 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods of determining fluid properties |
| US20140373619A1 (en) * | 2013-06-19 | 2014-12-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for measuring deformation of elastomeric materials |
| DE102014001165A1 (de) * | 2013-12-19 | 2015-06-25 | Endress + Hauser Flowtec Ag | Vorrichtung und Verfahren zur Bestimmung der Konzentrationen von Komponenten eines Gasgemisches |
| US9726014B2 (en) * | 2014-05-06 | 2017-08-08 | Baker Hughes Incorporated | Guided wave downhole fluid sensor |
| US10408052B2 (en) * | 2015-05-22 | 2019-09-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Measuring frequency-dependent acoustic attenuation |
| US9938820B2 (en) * | 2015-07-01 | 2018-04-10 | Saudi Arabian Oil Company | Detecting gas in a wellbore fluid |
| US11434755B2 (en) * | 2017-10-27 | 2022-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Determining asphaltene onset |
| CN108459357B (zh) * | 2018-03-01 | 2019-07-05 | 中国石油大学(华东) | 地层欠压实与流体膨胀超压的评价方法 |
| US20240142411A1 (en) * | 2022-10-28 | 2024-05-02 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Fluid density from tunable acoustic impedance matching |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030033866A1 (en) * | 2001-07-27 | 2003-02-20 | Schlumberger Technology Corporation | Receptacle for sampling downhole |
| US6862920B2 (en) * | 1998-06-26 | 2005-03-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Fluid parameter measurement in pipes using acoustic pressures |
| US20050223808A1 (en) * | 2004-04-09 | 2005-10-13 | Shell Oil Company | Apparatus and methods for acoustically determining fluid properties while sampling |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5159843A (en) * | 1991-02-19 | 1992-11-03 | The United States Of America As Represented By The Administrator Of The National Aeronautics And Space Administration | Acoustic device and method for measuring gas densities |
| US5741962A (en) * | 1996-04-05 | 1998-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for analyzing a retrieving formation fluid utilizing acoustic measurements |
| US5932793A (en) * | 1996-08-01 | 1999-08-03 | Gas Research Institute | Apparatus and method for determining thermophysical properties using an isochoric approach |
| US6209387B1 (en) * | 1997-07-30 | 2001-04-03 | Gas Research Institute | System and method for determining thermodynamic properties |
| US6490916B1 (en) * | 1998-06-15 | 2002-12-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system of fluid analysis and control in a hydrocarbon well |
| US6758090B2 (en) * | 1998-06-15 | 2004-07-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for the detection of bubble point pressure |
| US6813962B2 (en) * | 2000-03-07 | 2004-11-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Distributed sound speed measurements for multiphase flow measurement |
| US6672163B2 (en) * | 2000-03-14 | 2004-01-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic sensor for fluid characterization |
| US6718832B1 (en) * | 2000-09-19 | 2004-04-13 | John C. Hay, Jr. | Method and apparatus for measuring physical properties of matter |
| DK1327054T3 (da) * | 2000-09-22 | 2008-07-14 | Jon Steinar Gudmundsson | Fremgangsmåde til at bestemme trykprofiler i bröndboringer, forbindelsesledninger og rörledninger |
| US6712138B2 (en) | 2001-08-09 | 2004-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-calibrated ultrasonic method of in-situ measurement of borehole fluid acoustic properties |
| US6971259B2 (en) * | 2001-11-07 | 2005-12-06 | Weatherford/Lamb, Inc. | Fluid density measurement in pipes using acoustic pressures |
| US6763698B2 (en) | 2002-03-15 | 2004-07-20 | Battelle Memorial Institute | Self calibrating system and technique for ultrasonic determination of fluid properties |
| US7254999B2 (en) | 2003-03-14 | 2007-08-14 | Weatherford/Lamb, Inc. | Permanently installed in-well fiber optic accelerometer-based seismic sensing apparatus and associated method |
| US7024917B2 (en) | 2004-03-16 | 2006-04-11 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for an acoustic pulse decay density determination |
| GB0407982D0 (en) | 2004-04-08 | 2004-05-12 | Wood Group Logging Services In | "Methods of monitoring downhole conditions" |
| US8122951B2 (en) | 2005-02-28 | 2012-02-28 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods of downhole thermal property measurement |
-
2006
- 2006-03-30 US US11/393,770 patent/US7516655B2/en active Active
-
2007
- 2007-03-29 BR BRPI0710066-3A patent/BRPI0710066B1/pt active IP Right Grant
- 2007-03-29 EP EP07754368A patent/EP1999341A4/en not_active Ceased
- 2007-03-29 CN CNA2007800190767A patent/CN101454662A/zh active Pending
- 2007-03-29 EA EA200801951A patent/EA013728B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-03-29 WO PCT/US2007/007837 patent/WO2007127003A2/en active Search and Examination
-
2008
- 2008-10-10 NO NO20084268A patent/NO343973B1/no unknown
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6862920B2 (en) * | 1998-06-26 | 2005-03-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Fluid parameter measurement in pipes using acoustic pressures |
| US20030033866A1 (en) * | 2001-07-27 | 2003-02-20 | Schlumberger Technology Corporation | Receptacle for sampling downhole |
| US20050223808A1 (en) * | 2004-04-09 | 2005-10-13 | Shell Oil Company | Apparatus and methods for acoustically determining fluid properties while sampling |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2505675C1 (ru) * | 2012-09-03 | 2014-01-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения свойств углеводного пласта и добываемых флюидов в процессе добычи |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20084268L (no) | 2008-12-22 |
| EA200801951A1 (ru) | 2009-04-28 |
| US20070227241A1 (en) | 2007-10-04 |
| BRPI0710066B1 (pt) | 2018-06-05 |
| WO2007127003A3 (en) | 2008-12-04 |
| WO2007127003A2 (en) | 2007-11-08 |
| EP1999341A4 (en) | 2011-11-09 |
| EP1999341A2 (en) | 2008-12-10 |
| US7516655B2 (en) | 2009-04-14 |
| BRPI0710066A2 (pt) | 2011-08-02 |
| NO343973B1 (no) | 2019-08-05 |
| CN101454662A (zh) | 2009-06-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA013728B1 (ru) | Способ внутрискважинной оценки акустических свойств флюида и устройство для его осуществления | |
| US7921691B2 (en) | Acoustic fluid analyzer | |
| US6758090B2 (en) | Method and apparatus for the detection of bubble point pressure | |
| CA2560100C (en) | Apparatus and methods for acoustically determining fluid properties while sampling | |
| US8037747B2 (en) | Downhole fluid characterization based on changes in acoustic properties | |
| US6672163B2 (en) | Acoustic sensor for fluid characterization | |
| WO2008076909A2 (en) | Acoustic fluid analysis method | |
| US20050182566A1 (en) | Method and apparatus for determining filtrate contamination from density measurements | |
| JP5640001B2 (ja) | 弾性的および散逸的非線形性および粘弾性を測定するための局所的な非接触音響デバイス | |
| RU2002131717A (ru) | Способ волновой диагностики нефтегазовой залежи | |
| WO2008147953A1 (en) | Estimating gas-oil ratio from other physical properties | |
| JP2009503492A (ja) | チューブ状システムの非破壊検査システムおよび方法 | |
| NO812051L (no) | Fremgangsmaate og apparat for undersoekelse av permeabiliteten av grunnformasjoner | |
| US8032311B2 (en) | Estimating gas-oil ratio from other physical properties | |
| Hasanov et al. | Fluid and rock bulk viscosity and modulus | |
| Liu et al. | Validation of Downhole Fluid Density, Viscosity and Sound Speed Sensor Measurements | |
| Han et al. | Measurement of shear wave velocity of heavy oil | |
| EA005657B1 (ru) | Использование обломков выбуренной породы для прогнозирования затухания в реальном времени | |
| WO2005068994A1 (en) | METHOD AND APPARATUS FOR DETERMINING THE CONTAMINATION OF A DOWNHOLE FILTRATE FROM DENSITY MEASUREMENTS | |
| GB1599067A (en) | Ultrasonic testing | |
| Kato et al. | Ultrasonic P-wave attenuation measurement for heavy oil | |
| Bostrom et al. | Ultrasonic bubble point sensor for petroleum fluids in remote and hostile environments | |
| Starka et al. | Towards using geotechnical in-situ point measurements for the improvement of acoustic seabed surveying methods | |
| Molnár et al. | Physical explanation of the stress dependence of seismic/acoustic velocity and quality factor |
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 |
|
| 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): RU |