EA015095B1 - Способ и устройство определения характеристик коллектора с использованием фотоакустической спектроскопии - Google Patents

Способ и устройство определения характеристик коллектора с использованием фотоакустической спектроскопии Download PDF

Info

Publication number
EA015095B1
EA015095B1 EA200702525A EA200702525A EA015095B1 EA 015095 B1 EA015095 B1 EA 015095B1 EA 200702525 A EA200702525 A EA 200702525A EA 200702525 A EA200702525 A EA 200702525A EA 015095 B1 EA015095 B1 EA 015095B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
gas
sample
analysis
chamber
photoacoustic
Prior art date
Application number
EA200702525A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200702525A1 (ru
Inventor
Рокко Дифоджио
Original Assignee
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from US11/135,802 external-priority patent/US7387021B2/en
Application filed by Бейкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Publication of EA200702525A1 publication Critical patent/EA200702525A1/ru
Publication of EA015095B1 publication Critical patent/EA015095B1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B49/087—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
    • G01N21/17—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated
    • G01N21/1702—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated with opto-acoustic detection, e.g. for gases or analysing solids
    • 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
    • G01N29/24—Probes
    • G01N29/2418—Probes using optoacoustic interaction with the material, e.g. laser radiation, photoacoustics
    • G01N29/2425—Probes using optoacoustic interaction with the material, e.g. laser radiation, photoacoustics optoacoustic fluid cells therefor
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
    • G01N21/17—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated
    • G01N21/1702—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated with opto-acoustic detection, e.g. for gases or analysing solids
    • G01N2021/1704—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated with opto-acoustic detection, e.g. for gases or analysing solids in gases
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
    • G01N21/17—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated
    • G01N21/1702—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated with opto-acoustic detection, e.g. for gases or analysing solids
    • G01N2021/1708—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated with opto-acoustic detection, e.g. for gases or analysing solids with piezotransducers
    • 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
    • G01N2291/042—Wave modes
    • G01N2291/0427—Flexural waves, plate waves, e.g. Lamb waves, tuning fork, cantilever

Abstract

В патенте описаны способ и устройство для определения расчлененности коллектора путем оценки того, существуют ли композиционные отличия, такие как, например, отличие изотопных отношений углерода (С/С) или кислорода (О/О), для различных частей коллектора. Для анализа проб коллектора, взятых в различных его частях, используют фотоакустический спектрометр с кварцевым резонатором, с помощью которого выполняют сравнение геохимического состава с целью определения расчлененности коллектора.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к области отбора проб пластового флюида и их анализа и, в частности, к области определения характеристик коллектора с использованием фотоакустической спектроскопии.
Уровень техники
Для добычи таких углеводородов, как нефть и газ, в толще пород бурят скважины путем вращения бурового долота, соединенного с концом буровой колонны. В современных системах направленного бурения в основном используют бурильную колонну с забойной компоновкой и буровое долото на ее конце, приводимое во вращение бурильным двигателем (забойным турбинным двигателем), и(или) используют вращение бурильной колонны. Целый ряд скважинных устройств, помещенных в непосредственной близости от бурового долота, измеряют в скважине определенные рабочие параметры, связанные с бурильной колонной. Такие устройства содержат, как правило, датчики измерения температуры и давления в скважине, приборы определения направления и наклона, приборы измерения сопротивления, по которым определяется наличие углеводородов и воды. Дополнительные скважинные устройства, известные как устройства каротажа в процессе бурения или устройства измерения в процессе бурения, подсоединяют к бурильной колонне для определения характеристик находящегося в геологической формации флюида и условий проведения бурильных работ. Устройства кабельного каротажа используют обычно после проведения бурения ствола скважины для определения геологических параметров пласта и характеристик пластового флиюда.
Промышленная разработка углеводородных месторождений требует больших капитальных вложений. До начала разработки месторождения нефтедобывающие компании хотят иметь как можно больше данных, относящихся к особенностям продуктивного пласта, чтобы оценить рентабельность разработки данного коллектора. Несмотря на все достоинства получения данных при бурении с использованием устройств измерения в процессе бурения и анализа, проводимого с помощью устройства кабельного каротажа после бурения скважины, часто возникает необходимость в проведении анализа пластового флюида, полученного из разных скважин, имеющих различное местоположение в коллекторе. Сравнение таких проб проводят для определения расчлененности коллектора.
Расчлененность коллектора является очень важной характеристикой, так как помогает нефтедобывающим компаниям принять решение о путях разработки коллектора (расположении скважин, типе промыслового оборудования и т.д.). Нефтедобывающие компании хотят знать, являются ли разные части коллектора отдельными полостями (между которыми нет миграции флюида), или они взаимосвязаны. Из отдельных полостей нужно по отдельности отводить воду и, может быть, нужно использовать разные технологии для обработки получаемого из них флюида. Следовательно, возникает необходимость в создании способов и устройств для определения расчлененности коллектора.
Краткое изложение сущности изобретения
В соответствии с одним из аспектов данного изобретения предложены способ и устройство фотоакустической спектроскопии (ФАС), используемые для анализа проб коллектора с целью определения его расчлененности. В соответствии с еще одним аспектом изобретения предложены способ и устройство фотоакустической спектроскопии с кварцевым резонатором, используемые для анализа проб пласта с целью определения расчлененности коллектора. В способе и устройстве в соответствии с данным изобретением предусмотрен анализ первой пробы из первого местоположения в коллекторе с использованием фотоакустической спектроскопии; анализ второй пробы из второго местоположения в коллекторе; сравнение результатов анализа первой пробы и результатов анализа второй пробы с целью определения расчлененности коллектора.
В соответствии с другим аспектом изобретения фотоакустическая спектроскопия включает фотоакустическую спектроскопию с кварцевым резонатором. В соответствии с другим аспектом изобретения в анализ входит также определение изотопных отношений проб, причем изотопные отношения включают также одну величину из группы, содержащей изотопные отношения для углерода (13С/12С) или кислорода (17О/18О). При использовании способа и устройства можно отличить спектры молекул одного типа от спектров молекул другого типа (например, СО от СО2), а также отличить спектры различных изотопов в одной и той же молекуле (например, 12СО2 от 13СО2). В соответствии с другим аспектом изобретения анализ с использованием фотоакустической спектроскопии или фотоакустической спектроскопии с кварцевым резонатором проводят в скважине. В соответствии с другим аспектом изобретения анализ с использованием фотоакустической спектроскопии или фотоакустической спектроскопии с кварцевым резонатором проводят на поверхности.
Примеры реализации конкретных признаков изобретения были выше приведены достаточно широко, а далее они и их вклад в уровень техники станут более понятны из детального их описания. Существуют, конечно, и другие признаки изобретения, которые будут также описаны далее и приведены в приложенной формуле изобретения.
Краткое описание чертежей
Ниже изобретение более подробно рассмотрено со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых показаны:
на фиг. 1 - скважинное устройство, размещенное в стволе скважины на кабеле и используемое для
- 1 015095 отбора и анализа пластовых флюидов, извлекаемых из входящей в коллектор формации;
на фиг. 2 - группа скважин и проб, взятых для определения расчлененности коллектора;
на фиг. 4 - скважинное устройство, размещенное на буровой колонне и используемое для отбора проб из пласта коллектора;
на фиг. 4 - модуль газового анализа для выполнения фотоакустической спектроскопии или фотоакустической спектроскопии с кварцевым резонатором по одному из вариантов реализации настоящего изобретения;
на фиг. 5 - вариант выполнения полупроницаемой мембраны, используемой в модуле анализа с фиг. 4 и используемой в одном из вариантов реализации данного изобретения;
на фиг. 6 - спектрометр на основе фотоакустической спектроскопии с кварцевым резонатором, используемый в данном изобретении;
на фиг. 7 - пояснение способа, реализуемого в соответствии с одним из вариантов данного изобретения.
Подробное описание вариантов выполнения изобретения
В соответствии с первым аспектом в настоящем изобретении представлены способ и устройство или система определения и оценки расчлененности коллектора путем определения идентичности или неидентичности геохимических параметров флюида в различных частях или местоположениях коллектора. Понятие расчлененность коллектора или расчлененность подразумевает наличие непроводящих сборосов (барьеров) между двумя точками опробования. Аналогично понятие сплошность коллектора подразумевает отсутствие непроводящих сборосов между двумя точками опробования внутри одной скважины (вертикальная сплошность) и(или) отсутствие непроводящих сборосов в плане между двумя точками опробования в разделенных скважинах (горизонтальная сплошность). Например, система или способ могут быть использованы для оценки того, одинаковы или различны изотопные отношения углерода ( С/ С) или кислорода ( О/ О) в двух или более пробах, взятых в различных местах коллектора. В соответствии с одним из аспектов изобретения для анализа проб коллектора используют настраиваемый по частоте лазер, который может быть настраиваемым по частоте диодным лазером, в сочетании с акустическим резонатором. В соответствии с еще одним аспектом данного изобретения используют технологию фотоакустической спектроскопии. В фотоакустической спектроскопии может быть использован настраиваемый по частоте диодный лазер и акустический датчик, такой как пьезоэлектрический микро фон, для регистрации акустических волн, возникающих при пульсациях газа или паров под действием лазерного луча. Фотоакустическая спектроскопия может быть чувствительна к высоким температурам в скважине, которые могут оказывать отрицательное воздействие на такой световой датчик, как фотодиод, но меньше воздействуют на используемый в фотоакустической спектроскопии пьезоэлектрический микрофон. Периодические импульсы лазера, излучение которого имеет длину волны, соответствующую длине волны поглощения определенного газа, пропускают через газ и(или) смесь паров, полученных от пластового флюида. При наличии в смеси определенного газа этот газ при каждом импульсе нагревается и охлаждается в промежутке между импульсами, что приводит к возникновению акустической волны с частотой, соответствующей удвоенной частоте пульсаций излучения лазера. Детектор выдает электрические сигналы, соответствующие акустическим волнам, образующимся при пульсациях газа и(или) паров. Процессор анализирует эти сигналы и определяет параметры газа. Обычно используют широкодиапазонный акустический детектор.
В соответствии с другим аспектом данного изобретения может быть использована фотоакустическая спектроскопия с кварцевым резонатором. В соответствии с одним из аспектов при фотоакустической спектроскопии с кварцевым резонатором излучение лазера пульсирует с частотой, равной половине частоты высокодобротного резонансного микрофона (такого, как генератор стабильной частоты с кварцевым резонатором). Такая система может различать малейшие отклонения, такие как изотопная разница, между пробами коллектора, что может свидетельствовать о расчлененности коллектора.
Для жидких проб, таких как пластовые флюиды, может быть использована мембрана для отделения газа и(или) паров от жидкости, так чтобы проводить анализ изотопного отношения на отделенных газе и парах. Расчлененность может быть оценена с использованием анализа отношений фитан/пристан для жидкой пластовой нефти или с использованием других отличительных признаков, таких как нетипичная тонкая разница в спектрах флюидов, которая может быть обнаружена при использовании перестраиваемого оптического фильтра.
Из-за гравитационного разделения даже при отсутствии расчлененности может иметь место некоторое расчетное спектральное отличие между флюидами, взятыми с различных глубин. Например, можно ожидать, что верхняя часть столба пластовой нефти будет более насыщена газом, чем нижняя часть такого же столба. Однако если наблюдается обратное явление, и нижняя часть углеводородного столба имеет большее процентное содержание углеводородов с низким молекулярным весом, таких как метан и этан, чем верхняя часть столба, то система, выполненная по данному изобретению, может определить наличие перегородки между верней и нижней частями столба и расчлененность коллектора. Аналогичный способ может быть использован, если углеводородный столб имеет в разных частях разное изотопное отношение 13С/ 12С для метана.
- 2 015095
Аналогично в водяном столбе разное изотопное отношение 17О/18О для воды свидетельствует о том, что водяной столб расчленен. Система, выполненная в соответствии с данным изобретением, может быть использована для получения информации при различных длинах волн поглощения. При исследуемой длине пробега, равной 2 мм, основные оптические пики поглощения для жидких углеводородов (С6+) находятся вблизи 1725 нм и 1740 нм. Пики поглощения углеводородных газов, таких как метан, этан, пропан, бутан, лежат между 1677 нм и 1725 нм.
Непредвиденные изменения (изменения, не следующие из гравитационного разделения) в относительном содержании метана, этана, пропана и т.д. могут указывать на расчлененность. Кроме того, незначительные отличия в спектрах, связанные с различием в содержании неуглеводородных газов, также могут указывать на расчлененность коллектора. Например, газ Н2§ имеет группу пиков поглощения вблизи 1952 нм и другую более слабую группу пиков вблизи 1578 нм. Аналогично газ СО2 имеет группу пиков поглощения вблизи 2007 нм и другую более слабую группу пиков вблизи 1572 нм. Если одна часть углеводородного столба содержит значительно больше Н2§ или СО2, чем другая часть углеводородного столба, и эта разница не может быть объяснена гравитационным разделением, то система, выполненная по данному изобретению, может использовать это отклонение в качестве признака того, что эти две части разделены перегородкой, и что коллектор расчленен.
Посредством системы в соответствии с настоящим изобретением можно построить график для групп из нескольких отношений для разных компонентов (обычно от 5 до 10 отношений), и это может быть представлено в звездообразном виде (в полярных координатах). Такими отношениями могут быть отношения процентных содержаний этана к метану или фитана к пристану, или другие. Отношения процентных содержаний могут быть использованы вместо самих процентных содержаний, так как отношения могут быть более надежными индикаторами типа нефти. Для каждого такого композиционного отношения на построенной в полярных координатах кривой определяются различные углы. Тогда расстояние от центра кривой до некоторой точки представляет значение такого отношения для этой точки. Нанесенные точки можно соединить линиями, чтобы получить многоугольник. На таких кривых каждый тип нефти представляется своим уникальным многоугольником. Многоугольник для одного типа нефти не будет совмещаться с многоугольником, соответствующим другому типу нефти. Таким образом, система может оценить или определить, что имеются признаки расчлененности коллектора, если флюидам с различных частей коллектора соответствуют различные композиционные многоугольники отношений. В системе, выполненной в соответствии с данным изобретением, может быть использован иерархический групповой анализ для обнаружения разницы между пластовыми углеводородами.
В соответствии с другим аспектом в системе по данному изобретению может быть использована геохимия нефти или геохимический анализ для оценки сплошности коллектора при различных геологических условиях (включая широкий диапазон размеров месторождений, тектонических условий, литографии коллектора и типов нефти). Геохимия нефтепродуктов может дать эффективный инструмент для обнаружения вертикальных и по площади сбросов на нефтяных и газовых месторождениях.
В соответствии с другим аспектом предлагаемой системы геохимия нефти может быть использована для интерпретации неопределенной геологической и(или) промысловой информации. Такой подход основан на предположении, что пробы нефти из отдельных коллекторов почти всегда отличаются друг от друга по составу. Существующая технология позволяет определить, сообщаются или не сообщаются нефтяные залежи, путем сравнения относительного состава каждой нефти. Однако в данном изобретении для определения геохимического состава или содержания проб используют фотоакустическую спектроскопию или фотоакустическую спектроскопию с кварцевым усилителем. В данном изобретении для сравнения результатов геохимического анализа проб и оценки расчлененности коллектора используется процессор.
Наряду с определением расчлененности коллектора анализ проб может быть объединен с получением другой доступной и близкой геологической и(или) промысловой информации (такой, как разрывные нарушения, высота сброса, соотношение заполняющих трещины сланца и песка, изменение по площади литографии коллектора, данные о изменении с глубиной давления пластового флюида, построение кривых спада давления, прохождение границы нефть-вода и т.д.).
На фиг. 1 представлено скважинное устройство 50 отбора проб, используемое для получения и анализа проб коллектора в соответствии с одним из вариантов выполнения изобретения. В скважинном устройстве 50 может быть размещен модуль 300 газового анализа, содержащий ячейку фотоакустической спектроскопии или фотоакустической спектроскопии с кварцевым резонатором, лазерную ячейку, процессор или компьютер, приборы контроля температуры и другое соответствующее оборудование. Модуль 300 можно использовать для анализа газа, паров или жидкостей. Функции и аналитические операции более детально описаны со ссылкой на фиг. 4-7. В соответствии с другим аспектом изобретения модуль 300 может быть также размещен на поверхности 51 и управляться контроллером 1000, как это показано на фиг. 1. Модуль 300 может быть законченным скважинным устройством, или часть его операций может выполняться контроллером 1000 на поверхности. В каждом случае в приведенной системе использованы способ и устройство анализа проб, полученных с различных частей коллектора, и оценка одного или более параметров или характеристик, относящихся к пластовому флюиду, для определения
- 3 015095 расчлененности коллектора. В представленной на фиг. 1 конфигурации устройство 50 используют для извлечения проб флюида в различных точках коллектора и(или) по высоте скважины. Сравнение результатов анализа для двух или более флюидов, извлеченных в различных точках, дает возможность определить вероятность расчлененности коллектора.
На фиг. 2 показан упрощенный вариант того, как в системе с фиг. 1 и 3 можно использовать геохимический состав и данные по следам углеводородов в коллекторе для оценки сплошности коллектора или напротив его расчлененности. Только в качестве примера на фиг. 2 показаны местоположения пяти точек 245, 247, 249, 250 и 251 отбора проб в трех скважинах 241, 242 и 243, расположенных в зонах 253 и 255. Для иллюстрации зоны 253 и 255 показаны разделенными на два сегмента линией 257 сброса. В примере, приведенном на фиг. 2, сплошность зоны 253 между скважинами 242 и 243 будет вытекать из одинаковых геохимического состава или следов углеводородов в пробах 250 и 249. Расчлененность (то есть отсутствие миграции флюида) между зоной 253 слева от линии 257 сброса и зоной 253 справа от линии 257 сброса будет вытекать из разных геохимического состава или следов углеводородов в пробе 245 по сравнению с пробами 249 и 250. Аналогично расчлененность зоны 255 будет вытекать из сравнения геохимических составов проб 247 и 251. Кроме того, сравнение проб 249 и 251, взятых в одной и той же скважине 243, может показать различие их состава. Данные по геохимическому составу могут быть объединены с дополнительными геологическими и промысловыми данными, полученными для данного коллектора. Дополнительные геологические промысловые данные могут включать перепад давления, кривую падения давления, залегание границы раздела нефть/вода, соотношение газа и нефти, проницаемость, вязкость, подвижность, а также другие данные.
Возвращаясь к фиг. 1, можно видеть, что устройство 50 с помощью каротажного кабеля 102 перемещают в скважине 104, пробуренной в пласте 100. Выдвижной пробник 101, подведенный изнутри к стенке скважины 104, отбирает флюид из пласта 100. Извлеченный пластовый флюид проходит по магистрали 105, где с помощью модуля 300 газового анализа производится оценка или определение состава пластового флюида или следов углеводородов в пробах с использованием фотоакустической спектроскопии или фотоакустической спектроскопии с кварцевым резонатором. Проба флюида может быть газом, парами или жидкостью. Вообще говоря, система анализирует газ или пары извлеченного флюида. В скважине газ или пары отделяют от жидкости для проведения анализа, как описано со ссылкой на фиг. 4. В процессе извлечения пробы пластового флюида устройство 50 и выдвижной пробник 101 удерживают выдвижные лапы 103. С помощью модуля 300 можно выполнить анализ в скважине или в альтернативе переслать сигналы в находящийся на поверхности процессор 1000 для обработки и получения результатов.
На фиг. 3 показано размещение модуля 300 анализа в скважине 104 на буровой колонне 201 с целью использования его в процессе бурения ствола скважины. Разобщающие пакеры 203 или соответствующие фиксирующие приспособления удерживают устройство 50 на месте в процессе извлечения флюида по магистрали 105 и передачи его в камеру 300 газового анализа, содержащую средства для проведения фотоакустической спектроскопии или фотоакустической спектроскопии с кварцевым резонатором. Флюид может быть отобран из кольцевого пространства 219 между устройством 50 и стволом 104 скважины или из пласта 100. Отобранный флюид может быть направлен в бак 111 для проб или обратно в кольцевое пространство 219 в стволе скважины. Результаты анализа с использованием фотоакустической спектроскопии или фотоакустической спектроскопии с кварцевым резонатором обрабатывают в скважинном процессоре, или проба может быть передана на поверхность 51 для обработки в поверхностном модуле анализа и контроллере 1000.
На фиг. 4 более подробно представлена схема модуля 300 газового анализа, выполненная по данному изобретению. Модуль 300 содержит камеру флюида или ячейку 320 пробы флюида, в которую входит камера 307 размещения флюида, и камера 311 газового анализа, отделенная узлом 310 полупроницаемой мембраны, показанным на фиг. 5. Модуль 300 содержит также лазер 202, связанный с электронной схемой 317, и процессор или компьютер 315. В соответствии с одним из аспектов изобретения модуль 300 может содержать насос, такой как ионный насос 320, для снижения давления в камере 311 газового анализа до атмосферного или ниже атмосферного. В соответствии с другим аспектом изобретения камера 311 может сообщаться с соответствующим сорбентом, предназначенным для селективного удаления газов и паров пластового флюида, уже дифундировавших в камеру 311, что будет более подробно пояснено далее. Блок 240 сорбционного охлаждения может быть введен для размещения в нем лазера 202 и управляющей электронной схемы 315 в условиях, соответствующих их рабочему и(или) допустимому температурному диапазону. Как показано на фиг. 4, камера 307 размещения пластового флюида отделена от находящейся под низким давлением камеры 311 газового анализа узлом 310 полупроницаемой мембраны, содержащим полупроницаемую мембрану 309, металлический фильтр 313 и металлическую пластину 314, также имеющую одно или более небольшие отверстия 316. Металлическая пластина 314 обеспечивает механическую устойчивость между находящейся под относительно высоким давлением камерой 307 и находящейся под низким давлением камерой 311, а отверстия 316 формируют путь диффузии газа и паров в камеру 311. Таким образом, камера 307 размещения пластового флюида расположена по одну сторону от полупроницаемой мембраны 309, а камера 311 газового анализа (которая в качестве варианта
- 4 015095 может быть откачана) расположена по другую сторону полупроницаемой мембраны 309. Через полупроницаемую мембрану 309 газы и пары, содержащиеся в находящейся в камере 307 пробе пластового флюида, могут для проведения анализа диффундировать в камеру 311 газового анализа. В данном описании термины газ и пары могут использоваться как взаимозаменяющие.
Пластовый флюид отбирают из пласта 100 и подают в камеру 307 размещения пластового флюида через магистраль 105 и клапан 301. Пластовый флюид можно отбирать через пробник 101 с помощью насоса (не показан). Извлеченный флюид поступает в камеру 307. Клапан 332, соединенный с камерой 307 через магистраль 336, позволяет пластовому флюиду пересекать камеру 307 и выходить в другую накопительную камеру или в ствол 104 скважины. Растворенные газы и пары жидкости диффундируют из пластового флюида, находящегося на стороне флюида полупроницаемой мембраны, через полупроницаемую мембрану в камеру 311. При анализе газа или паров, диффундировавших в камеру 311, лазер 202 через окно 208 посылает импульсы энергии (луч) 206 в газ, находящийся в камере 311. Пульсирующий энергетический луч создает фотоакустические волны всякий раз, когда присутствует газ, поглощающий излучение с длиной волны, испускаемой лазером. Помещенный в камеру 311 акустический микрорезонатор 212, в который может входить генератор стабильной частоты с кварцевым резонатором, регистрирует фотоакустические волны. При возбуждении фотоакустическими волнами генератор стабильной частоты с кварцевым резонатором выдает ток, который преобразуется в напряжение с помощью электрической схемы 317 и обрабатывается в компьютере 315. Сигналы с микрорезонатора могут быть проанализированы в скважине и(или) переданы для обработки в процессор на поверхности или контроллер 1000 (фиг. 1 и 3). Процессор 315 управляет работой лазера 202. В соответствии с одним из аспектов изобретения лазерный луч 206 может проходить через второе окно 214. Часть лазерного луча, проходящая через окно 214, может быть направлена на фотодетектор 216, сигнал с выхода которого может быть использован для юстировки лазера 202 на прохождение в вилке генератора стабильной частоты с кварцевым резонатором. Альтернативно, как описано далее, лазерный луч с лазера 202 может быть расщеплен и направлен на эталонную ячейку, такую как брегговская волоконно-оптическая дифракционная решетка, что описано со ссылкой на фиг. 6. Брегговская волоконно-оптическая дифракционная решетка, выполненная из стекла с низким коэффициентом термического расширения, может быть использована в качестве стандарта длины волны при регулировке длины волны излучения лазера.
Камера 307 размещения флюида находится под относительно высоким давлением, так как давление пластового флюида велико. Однако, как отмечалось ранее, желательно поддерживать в газовой камере 311 относительно низкое давление, такое как атмосферное или ниже атмосферного, чтобы уменьшить столкновительное уширение молекулярного спектра. В соответствии с одним из аспектов изобретения давление в камере 311 поддерживают в диапазоне от 6 до 10% от атомосферного. Может быть использовано и другое давление. При столкновительном уширении расширяются границы оптического поглощения, в другом случае достаточно узкие, что в некоторых случаях может привести к их перекрытию и ограничить возможности выявления тонких спектральных различий, таких как различия, между молекулами, состоящими из разных изотопов одних и тех же атомов. Для поддержания давления в камере 311 на необходимом низком уровне к ней через магистраль 352 подсоединен соответствующий насос 320. Откачанные из камеры 311 газ и пары могут быть выпущены в камеру 350. Связанный с камерой 311 датчик 355 давления обеспечивает замеры давления, передаваемые в процессор 315. Для проведения испытаний другой пробы, такой как проба, взятая в той же скважине в другой точке, устройство 50 перемещают в это местоположение, чтобы сделать отбор флюида. Флюид, отобранный с второго местоположения, через клапан 332 вытесняет уже находящийся в камере 307 флюид в ствол скважины, и камера 307 наполняется новым флюидом. Насос 320 способствует удалению газа или паров, диффундировавших в камеру 311 при испытаниях пробы с другого местоположения. Чтобы проанализировать пробу с другой скважины, камеры 307 и 311 можно промыть на поверхности. В соответствии с другим аспектом изобретения камеру 311 можно откачать до нужного низкого давления до спуска в ствол 104 скважины. Кроме того, пластовый флюид можно с помощью насосной системы (не показана) откачивать в скважину до тех, пор пока флюид не очистится, и затем отвести очищенный флюид в камеру 307.
В приведенных способах измерения и анализ проводят отдельно для каждой пробы флюида. В соответствии с другим аспектом в изобретении предусмотрено непрерывное проведение измерений. Камеру 311 низкого давления заполняют до нужного уровня химически неактивным (инертным) газом, таким как аргон. Затем камеру 311 можно непрерывно приводить в исходное состояние за счет использования сорбента для удаления химически активных газов, таких как пары углеводородов и воды из пластовых флюидов, диффундировавшие в камеру 311. Для данной системы можно использовать любой подходящий сорбент. Например, для поглощения воды можно использовать синтетические цеолиты в виде молекулярных сит класса 3А. Для более тяжелых углеводородов можно использовать активированный уголь. Для более легких углеводородов, таких как метан, этан и пропан, которые обычно плохо связываются активированным углем, можно использовать метанпоглощающие сорбенты, такие как сорбенты, известные как металлорганические сотовые структуры. Металлорганические сотовые структуры имеют в своей основе соединение ΟΖη4 с атомом кислорода в центре тетраэдра из атомов цинка, и атомы цинка связаны с различными органическими добавками. Коэффициент отношения легкого углеводородного газа, ос
- 5 015095 тающегося в аргоне, к поглощенному на сорбенте характеризует сорбцию углеводородов. Чтобы минимизировать количество легких углеводородных газов, остающихся в аргоне, слой сорбента можно охладить.
В соответствии с другим аспектом изобретения предлагаемая система может быть использована как накопительный датчик. В этом случае допускают непрерывный рост концентрации углеводородов и водяных паров в камере 311 низкого давления вместо их поглощения сорбентом. Тогда отсчет показаний основывают на том, как изменяется во времени измеренный отклик микроакустического датчика, а не на величине самого отклика непосредственно.
Лазер 202 и связанная с ним электронная схема могут быть помещены в оболочку 321 с регулированием температуры. В соответствии с одним из аспектов оболочкой для лазера может служить сосуд Дюара, который может содержать материал с легким переходом из одной фазы в другую и для отвода тепла тепловой насос у входной части, такой как термоэлектрический или термотуннельный охладитель. В соответствии с другим аспектом оболочка 321 может быть тепловой рубашкой, которая может поддерживать температуру на заданном уровне или в заданном диапазоне. Процессор 315 передает результаты анализа на поверхность по кабелю или с помощью другого средства скважинного сообщения.
На фиг. 6, иллюстрирующей способ, представленный данным изобретением, дана функциональная схема системы фотоакустической спектроскопии с кварцевым резонатором. Как показано на фиг. 6, соответствующее устройство содержит подходящий для данной цели перестраиваемый лазер, которым может быть диод с распределенной обратной связью или межзонный каскадный лазер, испускающий лазерный луч 206, проходящий через коллимирующие линзы 204. Лазерный луч 206 попадает на окно 208 и далее в газовую ячейку 210, которая может иметь такой же вид, как камера 311 с фиг. 4. Приведенные размеры и конструкция являются только иллюстрацией и не должны рассматриваться как определение рамок изобретения. В газовой ячейке 210 находится исследуемая газовая смесь 211, например смесь водяных паров и метана. Для создания в ячейке 210 фотоакустических волн в газах и парах лазер 202 настраивают на определенную частоту. В соответствии с одним из аспектов излучение лазера модулируют с частотой, составляющей половину резонансной частоты генератора 212 стабильной частоты с кварцевым резонатором. В соответствии с одним из аспектов резонансная частота генератора стабильной частоты с кварцевым резонатором может составлять примерно 32 кГц, и частота лазера может быть примерно 16 кГц. Выпускаемые генераторы стабильной частоты с кварцевым резонатором работают на частоте, близкой к 32768 Гц, и имеют значение добротности примерно 16000. Необходимый для лазера ток подают от источника 260 тока. Сигнал с выхода генератора 212 стабильной частоты с кварцевым резонатором усиливают в предусилителе (ПУ) 262 и подают на синхронизирующий усилитель 218. Генератор 220 функций подает опорную частоту, равную половине резонансной частоты (1) генератора 212 стабильной частоты с кварцевым резонатором, как на синхронизирующий усилитель 218, так и на лазер 202, показанные в данном конкретном примере. Сигналы с синхронизирующего усилителя обрабатывают в процессоре или компьютере 270.
Для реализации способа фотоакустической спектроскопии с кварцевым резонатором желательно настроить лазер на один или более узкий диапазон длин волн оптического поглощения находящихся в газообразном состоянии молекул. В соответствии с одним из аспектов для регулировки лазера 202 можно использовать фотодетектор, причем лазерный луч может быть выведен из камеры 210 через окно 214, расположенное против окна 208. Фотодетектор 216 регистрирует лазерный луч 206. Сигналы с фотодетектора 216 обрабатываются в синхронизирующем усилителе 217 и поступают в компьютер 270 для дальнейшей обработки. Компьютер 270 использует сигналы с фотодетектора 216 для регулировки лазера по обратной связи 272. Генератор 220 функций может также подавать опорную частоту на синхронизирующий усилитель 217. В соответствии с другим аспектом изобретения для регулировки лазера 202 может быть использована брегговская волоконно-оптическая дифракционная решетка. В таком устройстве лазерный луч может быть разделен, и его часть 282 направлена на соответствующую систему 280 с брегговской волоконно-оптической дифракционной решеткой (БВР - брегговская волоконная решетка). Например, одна или более БВР, выполненные из стекла со сверхнизким коэффициентом расширения, могут при использовании в скважине служить в качестве одного или более стандарта или эталона и использоваться для настройки длины волны излучения лазера 202 на соответствие заданной длине волны в спектре поглощения молекулы. Длину волны излучения лазера можно регулировать путем изменения тока от источника 260 тока, или изменения температуры окружающей лазер среды, или изменения параметров оптического фильтра Фабри-Перо, как это сделано в некоторых промышленных регулируемых диодных лазерах. Сигналы с выхода системы 280 с БВР обрабатываются в компьютере 270 для регулирования или изменения по обратной связи 272 длины волны лазера 202.
На фиг. 7 представлена блок-схема 700, отражающая некоторые из функций, выполняемых в соответствии с данным изобретением. В соответствии с данным изобретением в блоке 710 проводится анализ пробы, взятой с первого местоположения в коллекторе. В блоке 720 проводится анализ второй пробы, взятой с второго местоположения в коллекторе. В блоке 730 производится определение расчлененности, основанной на сравнении результатов анализа проб, взятых с различных местоположений в коллекторе.
Полупроницаемая мембрана между флюидом и откачанной камерой дает возможность газам флюи- 6 015095 да диффундировать через нее в откачанную камеру анализа газа. Предлагаемая система проводит мониторинг газов с целью регистрации, идентификации и определения количественных параметров газов, а также различия между ними. Сорбент или в качестве варианта ионный насос удаляют диффундировавшие газы с находящейся под низким давлением стороны камеры для поддержания вакуума. Ионные насосы откачивают химически активные газы намного эффективнее, чем инертные газы. Можно выбрать ионный насос таким, что особенно медленно откачивает инертный газ, так что селективно удаляет пластовые газы и пары из инертного газа, который может быть использован для заполнения камеры низкого давления. В системе, выполненной в соответствии с данным изобретением, могут быть использованы соответствующие требованиям и выпускаемые промышленностью полупроницаемые мембраны, анализаторы остаточного газа и вакуумные насосы. Более того, можно разработать специальные мембраны, селективно пропускающие один газ, а не многие газы, как это делает большинство кремнийорганических мембран.
В качестве результатов анализа могут быть, но не ограничиваться этим, оценка изотопного отношения, отношения фитан/пристан или другое аналитическое сравнение, показывающее различие между пробами, взятыми из нескольких скважин или с разных глубин в одной и той же скважине, что свидетельствует о расчлененности коллектора.
Хотя в данном описании раскрыты приводимые в качестве примера варианты выполнения изобретения, для специалистов в данной области будут очевидны различные модификации, подпадающие под рамки приложенной формулы изобретения.

Claims (25)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ оценки расчлененности коллектора, в котором получают газ из первой пробы, отобранной из первого подповерхностного местоположения, анализируют первый фотоакустический отклик от газа из первой пробы, получают газ из второй пробы, отобранной из второго подповерхностного местоположения, анализируют второй фотоакустический отклик от газа из второй пробы и сравнивают результаты анализа газа из первой пробы с результатами анализа газа из второй пробы для оценки расчлененности коллектора на основе выявления различий между результатами анализа газа из первой пробы и результатами анализа газа из второй пробы.
  2. 2. Способ по п.1, в котором при анализе одного из фотоакустических откликов от газа из первой пробы и газа из второй пробы детектируют сигнал, используя фотоакустический спектрометр с кварцевым резонатором.
  3. 3. Способ по п.2, в котором оценку расчлененности коллектора осуществляют на основе сравнения проб по изотопным отношениям по меньшей мере для одного элемента из группы, включающей углерод (13С/12С) и кислород (17О/18О).
  4. 4. Способ по п.1, в котором оценку расчлененности коллектора осуществляют на основе сравнения составов проб.
  5. 5. Способ по п.1, в котором анализ выполняют внутри скважины.
  6. 6. Способ по п.1, в котором анализ включает сравнение отношений фитан/пристан.
  7. 7. Устройство для оценки расчлененности коллектора, содержащее камеру размещения флюида, имеющую полупроницаемую мембрану, предназначенную для отделения газа в камеру газового анализа и выполненную с возможностью отделения в камеру газового анализа газа из пробы флюида, отобранной из коллектора, фотоакустический спектрометр для анализа газа, отделенного в камеру газового анализа из первой пробы, полученной из первого местоположения в скважине, и газа, отделенного в камеру газового анализа из второй пробы, полученной из второго местоположения в скважине, и процессор, способный сравнивать результаты анализа газа из первой пробы с результатами анализа газа из второй пробы для оценки расчлененности коллектора на основе выявления различий между этими результатами анализов.
  8. 8. Устройство по п.7, в котором фотоакустический спектрометр представляет собой фотоакустический спектрометр с кварцевым резонатором.
  9. 9. Устройство по п.7, в котором процессор способен определять изотопное отношение для пробы.
  10. 10. Устройство по п.9, в котором изотопное отношение включает по меньшей мере одну величину из группы, включающей углеродное изотопное отношение (13С/12С) и кислородное изотопное отношение (17О/18О).
  11. 11. Устройство по п.7, в котором процессор способен определять состав пробы с целью оценки расчлененности коллектора.
  12. 12. Устройство по п.7, способное выполнять скважинный анализ первого фотоакустического отклика и второго фотоакустического отклика.
  13. 13. Устройство по п.7, в котором анализ включает сравнение отношений фитана и пристана.
  14. 14. Система для оценки расчлененности коллектора, содержащая скважинное устройство отбора
    - 7 015095 проб из коллектора, камеру размещения флюида, имеющую полупроницаемую мембрану, предназначенную для отделения газа в камеру газового анализа и выполненную с возможностью отделения в камеру газового анализа газа из пробы флюида, отобранной из коллектора, фотоакустический спектрометр для анализа газа, отделенного из первой пробы, полученной из первого местоположения в коллекторе, и газа, отделенного из второй пробы, полученной из второго местоположения в коллекторе, и процессор, способный сравнивать результаты анализа газа из первой пробы с результатами анализа газа из второй пробы для оценки расчлененности коллектора на основе выявления различий между этими результатами анализов.
  15. 15. Система по п.14, в которой фотоакустический спектрометр представляет собой фотоакустический спектрометр с кварцевым резонатором.
  16. 16. Система по п.14, в которой процессор выполнен с возможностью сравнения изотопных отношений для газов, полученных из первой и второй проб, для определения расчлененности коллектора.
  17. 17. Система по п.14, в которой фотоакустический спектрометр содержит лазер, способный посылать импульсы излучения на находящийся в указанной камере газ для создания волн давления, генератор стабильной частоты с кварцевым резонатором, размещенный в указанной камере, для регистрации волн давления, причем процессор использует сигналы, вырабатываемые генератором стабильной частоты, для анализа первого или второго газа.
  18. 18. Система по п.17, в которой лазер способен посылать импульсы на газ или пар, находящийся в камере, с частотой, равной половине частоты генератора стабильной частоты.
  19. 19. Система по п.14, содержащая настраиваемый по частоте диодный лазер для направления импульсов на газ или пар, выделенный из первой или второй пробы, для получения акустических волн в газе, создающих сигналы, отображающие полученные акустические волны.
  20. 20. Способ анализа флюида, в котором получают первую пробу флюида, взятую из первого местоположения в скважине, отделяют в откачанную камеру газ или пары от этой первой пробы флюида, полученной из первого местоположения в скважине, подают импульсную энергию лазера к газу или парам для создания фотоакустических волн, детектируют сигналы, отображающие созданные фотоакустические волны, и осуществляют оценку выбранной характеристики указанной первой пробы флюида с использованием детектированных сигналов, отображающих фотоакустические волны.
  21. 21. Способ по п.20, дополнительно включающий оценку выбранной характеристики второй пробы флюида, полученной из второго местоположения в скважине, и оценку свойств коллектора по оцененным выбранным характеристикам первой и второй проб флюида.
  22. 22. Способ по п.20, в котором для отделения газа или паров используют мембрану, обеспечивающую возможность прохождения газа или паров в откачанную камеру и препятствующую поступлению в откачанную камеру потока жидкости.
  23. 23. Способ по п.20, в котором для детектирования сигналов, отображающих созданные фотоакустические волны, используют генератор стабильной частоты с кварцевым резонатором.
  24. 24. Способ по п.23, в котором при подаче импульсной энергии лазера осуществляют импульсное облучение газа или паров с частотой, равной половине частоты генератора стабильной частоты.
  25. 25. Способ по п.20, в котором указанная характеристика выбрана из группы, включающей присутствие известного химического соединения, фитановое отношение сырой нефти, пристановое отношение сырой нефти и изотопное отношение для образца флюида.
EA200702525A 2005-05-24 2006-05-24 Способ и устройство определения характеристик коллектора с использованием фотоакустической спектроскопии EA015095B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/135,802 US7387021B2 (en) 2005-05-24 2005-05-24 Method and apparatus for reservoir characterization using photoacoustic spectroscopy
PCT/US2006/020119 WO2006127833A2 (en) 2005-05-24 2006-05-24 A method and apparatus for reservoir characterization using photoacoustic spectroscopy
US11/439,861 US7520158B2 (en) 2005-05-24 2006-05-24 Method and apparatus for reservoir characterization using photoacoustic spectroscopy

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200702525A1 EA200702525A1 (ru) 2008-06-30
EA015095B1 true EA015095B1 (ru) 2011-06-30

Family

ID=37452798

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200702525A EA015095B1 (ru) 2005-05-24 2006-05-24 Способ и устройство определения характеристик коллектора с использованием фотоакустической спектроскопии

Country Status (6)

Country Link
US (1) US7520158B2 (ru)
EP (2) EP2418350A1 (ru)
JP (1) JP2008542722A (ru)
CA (1) CA2609345A1 (ru)
EA (1) EA015095B1 (ru)
WO (1) WO2006127833A2 (ru)

Families Citing this family (49)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7614302B2 (en) * 2005-08-01 2009-11-10 Baker Hughes Incorporated Acoustic fluid analysis method
US7398672B2 (en) * 2006-07-12 2008-07-15 Finesse Solutions, Llc. System and method for gas analysis using photoacoustic spectroscopy
EP1887343A1 (en) * 2006-08-11 2008-02-13 Geoservices Device for quantifying the content of at least one gaseous constituent contained in a gaseous sample from a fluid, related assembly and process
WO2008031021A2 (en) 2006-09-08 2008-03-13 Chevron U.S.A., Inc. A telemetry apparatus and method for monitoring a borehole
US7810993B2 (en) * 2007-02-06 2010-10-12 Chevron U.S.A. Inc. Temperature sensor having a rotational response to the environment
US7863907B2 (en) * 2007-02-06 2011-01-04 Chevron U.S.A. Inc. Temperature and pressure transducer
EP2019307B1 (en) * 2007-07-24 2018-10-03 Axetris AG Method and gas sensor for performing quartz-enhanced photoacoustic spectroscopy
US7636052B2 (en) * 2007-12-21 2009-12-22 Chevron U.S.A. Inc. Apparatus and method for monitoring acoustic energy in a borehole
WO2009032899A2 (en) * 2007-09-04 2009-03-12 Chevron U.S.A. Inc. Downhole sensor interrogation employing coaxial cable
US8365831B2 (en) * 2007-12-18 2013-02-05 Exxonmobil Upstream Research Company Determining connectivity architecture in 2-D and 3-D heterogeneous data
CA2705340C (en) 2007-12-21 2016-09-27 Exxonmobil Upstream Research Company Method and apparatus for analyzing three-dimensional data
US8102532B2 (en) * 2008-01-02 2012-01-24 William Marsh Rice University Resonant optothermoacoustic detection of optical absorption
WO2009094064A1 (en) * 2008-01-22 2009-07-30 Exxonmobil Upstream Research Company Dynamic connectivity analysis
WO2009114211A1 (en) 2008-03-10 2009-09-17 Exxonmobil Upstream Research Company Method for determing distinct alternative paths between two object sets in 2-d and 3-d heterogeneous data
MY163654A (en) * 2008-04-09 2017-10-13 Halliburton Energy Services Inc Apparatus and method for analysis of a fluid sample
AU2009244721B2 (en) 2008-05-05 2013-09-26 Exxonmobile Upstream Research Company Systems and methods for connectivity analysis using functional obejects
US8032311B2 (en) 2008-05-22 2011-10-04 Baker Hughes Incorporated Estimating gas-oil ratio from other physical properties
WO2010008647A1 (en) 2008-07-14 2010-01-21 Exxonmobil Upstream Research Company Corp-Urc-Sw-359 Systems and methods for determining geologic properties using acoustic analysis
US8352228B2 (en) * 2008-12-23 2013-01-08 Exxonmobil Upstream Research Company Method for predicting petroleum expulsion
US9552462B2 (en) * 2008-12-23 2017-01-24 Exxonmobil Upstream Research Company Method for predicting composition of petroleum
EP2406663A1 (en) 2009-03-13 2012-01-18 Exxonmobil Upstream Research Company Method for predicting fluid flow
JP5306269B2 (ja) * 2009-06-25 2013-10-02 キヤノン株式会社 光干渉断層法を用いる撮像装置及び撮像方法
US20110016962A1 (en) * 2009-07-21 2011-01-27 Baker Hughes Incorporated Detector for Characterizing a Fluid
US8353677B2 (en) * 2009-10-05 2013-01-15 Chevron U.S.A. Inc. System and method for sensing a liquid level
EP2491431A1 (en) 2009-10-20 2012-08-29 Exxonmobil Upstream Research Company Method for quantitatively assessing connectivity for well pairs at varying frequencies
WO2011063086A1 (en) 2009-11-19 2011-05-26 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole optical radiometry tool
IT1396623B1 (it) 2009-11-26 2012-12-14 Dipharma Francis Srl Procedimento per la preparazione di cinacalcet e suoi intermedi
US8575936B2 (en) 2009-11-30 2013-11-05 Chevron U.S.A. Inc. Packer fluid and system and method for remote sensing
US10488286B2 (en) * 2009-11-30 2019-11-26 Chevron U.S.A. Inc. System and method for measurement incorporating a crystal oscillator
US8878548B2 (en) 2010-06-11 2014-11-04 Baker Hughes Incorporated Method for treating and sealing piezoelectric tuning forks
US9157311B2 (en) 2010-07-08 2015-10-13 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system of determining constituent components of a fluid sample
US8805614B2 (en) 2010-08-31 2014-08-12 Schlumberger Technology Corporation Downhole sample analysis method
US8434366B2 (en) 2010-12-15 2013-05-07 Texas Instruments Incorporated Active detection techniques for photoacoustic sensors
WO2012141740A1 (en) 2011-04-14 2012-10-18 Exxonmobil Upstream Research Company Method for preparing petroleum based sample for analysis of elemental and isotopic species
EP2776667B1 (en) 2011-11-11 2022-03-02 ExxonMobil Upstream Research Company Method and system for reservoir surveillance utilizing clumped isotope and noble gas data
WO2013071188A1 (en) 2011-11-11 2013-05-16 Exxonmobil Upstream Research Company Method for determining the location, size, and fluid composition of a subsurface hydrocarbon accumulation
US9249656B2 (en) * 2012-11-15 2016-02-02 Baker Hughes Incorporated High precision locked laser operating at elevated temperatures
US20140260586A1 (en) * 2013-03-14 2014-09-18 Schlumberger Technology Corporation Method to perform rapid formation fluid analysis
US9618446B2 (en) 2014-01-28 2017-04-11 Schlumberger Technology Corporation Fluidic speed of sound measurement using photoacoustics
MX2016009481A (es) 2014-03-07 2016-10-13 Exxonmobil Upstream Res Co Metodo y sistema de exploracion para deteccion de hidrocarburos desde la columna de agua.
US10151738B2 (en) 2014-12-04 2018-12-11 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for the downhole analysis of the composition of formation gases
CA3069429A1 (en) 2017-07-11 2019-01-17 Saudi Arabian Oil Company Photoacoustic gas detection
CN108412481B (zh) * 2018-03-05 2021-07-09 中国石油天然气股份有限公司 超声波多普勒多相流分相流量测井资料解释方法和装置
US11754533B2 (en) * 2018-05-11 2023-09-12 Carrier Corporation Photoacoustic detection system with clocked tuning fork positions
KR102005486B1 (ko) * 2018-10-23 2019-07-30 한국수력원자력 주식회사 신뢰성이 향상된 유중 가스 분석 광음향 장치
WO2020180392A2 (en) * 2019-03-07 2020-09-10 Massachusetts Institute Of Technology Methods and apparatus for acoustic laser communications
US11680899B2 (en) 2020-06-16 2023-06-20 Halliburton Energy Services, Inc. Laser dispersion spectroscopy for borehole analysis
US11655703B2 (en) * 2020-06-16 2023-05-23 Halliburton Energy Services, Inc. Photoacoustic techniques for borehole analysis
EP3985452A1 (fr) * 2020-10-16 2022-04-20 The Swatch Group Research and Development Ltd Dispositif de mesure d'un degre d'humidite relative dans l'enceinte d'un boitier d'une montre

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4492862A (en) * 1981-08-07 1985-01-08 Mathematical Sciences Northwest, Inc. Method and apparatus for analyzing components of hydrocarbon gases recovered from oil, natural gas and coal drilling operations
US6792354B1 (en) * 2000-11-13 2004-09-14 O'meara, Jr. Daniel J. Method for determining reservoir fluid volumes, fluid contacts, compartmentalization, and permeability in geological subsurface models

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NZ280962A (en) * 1995-02-13 1997-03-24 Osaka Gas Co Ltd Biphenyl dicarboxylic acid copper complex, use as methane absorbing-retaining agent, and use in gas storage apparatus
US5942440A (en) * 1997-04-04 1999-08-24 Lockheed Martin Idaho Technologies Company Method for detecting organic contaminants in water supplies
GB9712524D0 (en) * 1997-06-16 1997-08-20 Nycomed Imaging As Method
US6236455B1 (en) * 1998-06-26 2001-05-22 Battelle Memorial Institute Photoacoustic spectroscopy sample cells and methods of photoacoustic spectroscopy
US6160255A (en) * 1998-10-05 2000-12-12 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Army Laser-based photoacoustic sensor and method for trace detection and differentiantion of atmospheric NO and NO2
US6608683B1 (en) * 2000-02-10 2003-08-19 Southwest Sciences Incorporated Acoustic resonance phase locked photoacoustic spectrometer
US6618148B1 (en) * 2000-02-10 2003-09-09 Southwest Sciences Incorporated Acoustic resonance frequency locked photoacoustic spectrometer
AU2001284638A1 (en) * 2000-05-04 2001-11-20 The Johns-Hopkins University Apparatus and methods for detecting explosives and other substances
US6522903B1 (en) * 2000-10-19 2003-02-18 Medoptix, Inc. Glucose measurement utilizing non-invasive assessment methods
JP2005506305A (ja) * 2001-04-30 2005-03-03 ザ・リージェンツ・オブ・ザ・ユニバーシティ・オブ・ミシガン 気体の貯蔵に応用できる等網状の金属−有機構造体、それを形成する方法、およびその孔サイズと官能基の系統的な設計
AU2002356815B2 (en) 2001-10-16 2008-05-08 The Johns Hopkins University Molecularly imprinted polymer solution anion sensor
US20030209058A1 (en) * 2002-05-07 2003-11-13 Merrill John H. MIP microcantilever sensor and a method of using thereof
US7245380B2 (en) * 2002-06-10 2007-07-17 William Marsh Rice University Quartz-enhanced photoacoustic spectroscopy
US7196786B2 (en) * 2003-05-06 2007-03-27 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for a tunable diode laser spectrometer for analysis of hydrocarbon samples
US7337660B2 (en) * 2004-05-12 2008-03-04 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system for reservoir characterization in connection with drilling operations

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4492862A (en) * 1981-08-07 1985-01-08 Mathematical Sciences Northwest, Inc. Method and apparatus for analyzing components of hydrocarbon gases recovered from oil, natural gas and coal drilling operations
US6792354B1 (en) * 2000-11-13 2004-09-14 O'meara, Jr. Daniel J. Method for determining reservoir fluid volumes, fluid contacts, compartmentalization, and permeability in geological subsurface models

Also Published As

Publication number Publication date
US7520158B2 (en) 2009-04-21
EP1896690A4 (en) 2010-09-22
EP2418350A1 (en) 2012-02-15
US20060266109A1 (en) 2006-11-30
CA2609345A1 (en) 2006-11-30
WO2006127833A3 (en) 2007-03-29
EP1896690A2 (en) 2008-03-12
JP2008542722A (ja) 2008-11-27
EP1896690B1 (en) 2011-12-14
WO2006127833A2 (en) 2006-11-30
EA200702525A1 (ru) 2008-06-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA015095B1 (ru) Способ и устройство определения характеристик коллектора с использованием фотоакустической спектроскопии
US7387021B2 (en) Method and apparatus for reservoir characterization using photoacoustic spectroscopy
US8996346B2 (en) Methods for characterization of petroleum fluid and application thereof
US8271248B2 (en) Methods and apparatus for characterization of petroleum fluids and applications thereof
US9322268B2 (en) Methods for reservoir evaluation employing non-equilibrium compositional gradients
US9546959B2 (en) Method and system for measurement of reservoir fluid properties
US9442217B2 (en) Methods for characterization of petroleum reservoirs employing property gradient analysis of reservoir fluids
US9255475B2 (en) Methods for characterizing asphaltene instability in reservoir fluids
US9410936B2 (en) Methods and apparatus for characterization of petroleum fluid employing analysis of high molecular weight components
US9416647B2 (en) Methods and apparatus for characterization of hydrocarbon reservoirs
US11280191B2 (en) Method for characterization of hydrocarbon reservoirs
US10100638B2 (en) Method for reservoir evaluation employing non-equilibrium asphaltene component
CN111033227A (zh) 光声气体检测
WO2011077271A1 (en) Methods and apparatus for characterization of a petroleum reservoir employing compositional analysis of fluid samples and rock core extract
US20200124584A1 (en) In situ evaluation of gases and liquids in low permeability reservoirs
WO2023277698A1 (en) Mud-gas analysis for mature reservoirs

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