EA025331B1 - Устройство для проведения анализа газа из пластов, пробуриваемых при больших расходах бурового раствора - Google Patents
Устройство для проведения анализа газа из пластов, пробуриваемых при больших расходах бурового раствора Download PDFInfo
- Publication number
- EA025331B1 EA025331B1 EA201270638A EA201270638A EA025331B1 EA 025331 B1 EA025331 B1 EA 025331B1 EA 201270638 A EA201270638 A EA 201270638A EA 201270638 A EA201270638 A EA 201270638A EA 025331 B1 EA025331 B1 EA 025331B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- gas
- cuttings
- measuring
- separator
- volume
- Prior art date
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 191
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 85
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 59
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 58
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 41
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000004868 gas analysis Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 72
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 56
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 47
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 16
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 12
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 10
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 9
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 8
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 4
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims description 3
- 238000003915 air pollution Methods 0.000 claims description 2
- 238000007654 immersion Methods 0.000 claims 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 abstract 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000003250 coal slurry Substances 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000013213 extrapolation Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000004451 qualitative analysis Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/01—Arrangements for handling drilling fluids or cuttings outside the borehole, e.g. mud boxes
-
- 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
- E21B49/005—Testing the nature of borehole walls or the formation by using drilling mud or cutting data
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/063—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by separating components
- E21B21/067—Separating gases from drilling fluids
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
Abstract
Устройство для проведения анализа газа в целях определения содержания газа в подземных пластах. Буровые работы начинаются для формирования ствола скважины в подземной формации или проходящего через подземную формацию, такую как угольная или сланцевая формация, с целью определения содержания в них газа. Промывочную жидкость, выбуренную породу и десорбированный газ транспортируют из ствола скважины на расположенное на поверхности анализирующее оборудование в закрытой системе с целью предотвращения воздействия атмосферного воздуха на десорбированный газ. Бурильную колонну закрывают или герметизируют у поверхности, а также затрубное пространство скважины для эффективной герметизации промывочной жидкости, выбуренной породы и десорбированных газов. Промывочную жидкость, выбуренную породу и десорбированный газ из формации подают из устьевого оборудования скважины в оборудование для обработки газа по закрытой системе с целью определения компонентов и объема газа.
Description
Настоящее изобретение относится в целом к проведению буровых работ для добычи углеводородов и, в частности, к способам и устройству для проведения анализа газа, выделившегося из бурового раствора при проведении буровых работ.
Предпосылки создания изобретения
Газовый каротаж использовали в течение длительного времени при проведении бурения на нефть с целью определения приблизительного местоположения газоносных пластов в процессе проведения буровых работ. В частности, газовый каротаж включает проведение анализа выбуренных пород, извлеченных из бурового раствора, в целях определения наличия газа, углеводородов и иных компонентов, которые могут находиться на конкретном участке, на котором находится буровое долото. С этой целью обычно на поверхности устанавливают газоанализатор для отбора проб и проведения анализа поступающего из скважины бурового раствора. Обычно указанный газоанализатор размещают над вибрационным ситом, однако он может быть установлен в других точках. Оборудование для отбора проб определяет наличие газов, выделившихся из бурового раствора вместе с воздухом, который втягивается указанным оборудованием. Система обеспечивает проведение качественного анализа газов, выделяющихся из скважины. При применении системы газового каротажа для контроля за ходом проведения буровых работ и расходом бурового раствора обеспечивается возможность для расчета приблизительного участка в скважине, в пределах которого происходит выделение газа. Указанный процесс включает расчет скорости восходящего потока бурового раствора в затрубном пространстве во времени и ее соотношения с производительностью установки для контроля состояния и свойств бурового раствора.
Известные системы газового каротажа не позволяют получить количественную оценку объема выделяющегося газа ввиду характера процесса отбора и анализа проб, при котором происходит втягивание воздуха, располагающегося над раствором в поддоне вибрационного сита для бурового раствора, либо из любого иного участка. В случае наличия таких коллекторов, как коллекторы угольных или сланцевых пластов, в которых газ содержится в самой породе, объем выделяющегося газа может быть непосредственно соотнесен с объемом пробуренной породы и непосредственно соотнесен с содержанием газа в угле на основе отношения объема к объему. Это также применимо ко всем газоносным отложениям, не содержащим обширное поровое пространство, такое как пустоты в горных породах. В последнем случае предусматривается выделение газа в объеме, превышающем пробуренный объем скважины.
Известный способ получения газовых компонентов из угольных пластов заключается в проведении колонкового бурения в угольный пласт и максимально быстрое извлечение керна на поверхность. Далее керн извлекают из кернового снаряда и помещают внутри контейнера, в котором осуществляется контроль за выделением газа из керновой пробы. В любом случае происходит потеря газа во время извлечения керна с глубины угольного пласта на поверхность. Указанное потерянное количество газа необходимо рассчитать от обратной экстраполяции начальной скорости десорбции газа из керна непосредственно после его размещения в контейнере до периода времени, при котором считается, что началась десорбция газа из угля. По мере того как происходит замедление выделения газа из керна, обычно открывают контейнер и берется проба керна, далее осуществляется измельчение керна для ускорения процесса десорбции. Выделившееся из измельченного образца количество газа измеряют и используют при анализе общего содержания газа в пробе керна. Указанное измерение обычно определяется как объем газа на единицу веса угля.
Недостатки указанного способа заключаются в необходимости проведения бурения с отбором керновой пробы, а также в неточности при проведении оценки начального количества газа, улетучивавшегося в атмосферу в процессе анализа. Очевидно, что существует необходимость в создании процесса, при котором газовые компоненты могут быть получены в процессе известного бурения пластов, когда буровой раствор, содержащий выбуренную породу, не подвергается воздействию атмосферы, а находится в замкнутом пространстве до завершения процесса анализа газа. Кроме того, существует необходимость в создании динамичной системы анализа газа, при этом под динамичностью понимается постоянное аккумулирование и постоянный анализ газа.
Краткое изложение существа изобретения
Принципы и сущность настоящего изобретения, в частности, применимы к измерению, определяемому количественно, общего выделения газа из скважины, при этом особое внимание уделяется проведению измерения выделяемого газа из пластов, таких как угольные или сланцевые пласты, содержащие газ, на основе процесса поглощения. Настоящее изобретение также применимо к известным поровым газовым коллекторам с мелкопоровым пространством и низкой проницаемостью, в тех случаях, когда выделившийся газ поступает только из пробуренной породы.
- 1 025331
В соответствии с важной особенностью настоящего изобретения разведочные работы на газ в подземных пластах обеспечиваются за счет способа проведения анализа высвободившегося из подземных пластов газа, который включает бурение подземных пластов с образованием выбуренной породы пластов;
использование промывочной жидкости в процессе бурения для транспортировки выбуренной породы пластов на поверхность;
отделение десорбированного газа от жидкостей и выбуренной породы, вынесенной промывочной жидкостью;
подачу только одного десорбированного газа в устройство для определения предварительно установленных параметров газа, в том числе объема газа;
обеспечение закрытой транспортировки промывочной жидкости, выбуренной породы и десорбированного газа из подземных пластов к устройству в целях предотвращения воздействия атмосферного воздуха на газ;
после отделения десорбированного газа от жидкостей и выбуренной породы, дальнейшее отделение выбуренной породы от жидкого содержимого, содержащегося в промывочной жидкости, и сбор десорбированного газа из отделенной выбуренной породы;
измерение параметров десорбированного газа из отделенной выбуренной породы и определение общего объема газа, десорбированного как из выбуренной породы с жидкостью, так и из выбуренной породы без жидкости. Таким образом, требуемые параметры, определяемые на основе анализа выделившегося газа, являются более точными и обеспечивают более полную оценку характера насыщения пластов газом.
В соответствии с другой особенностью настоящего изобретения процесс бурения является непрерывным, за исключением перерывов для наращивания буровой колонны, во время которого осуществляется проведение анализа и обработки выделившихся газов с использованием поверхностного оборудования и, таким образом, обеспечивается динамическая регистрация содержания газа в пробуриваемом пласте. Длина скважины, скорость движения бурового раствора в направлении вверх в затрубном пространстве и иные факторы используются для определения глубины залегания пласта, из которого выделились анализируемые газы.
В соответствии с одним примером осуществления настоящего изобретения в верхней части обсадных труб скважины устанавливают уплотнение для герметизации колонны бурильных труб, опускаемых в скважину. Под уплотнением имеется отверстие, позволяющее буровому раствору или шламу (с выбранной породой в нем), возвращаемому из забоя скважины, под напором вытекать из отверстия. Обычно скважину бурят с использованием технологии без закрепления скважины обсадными трубами, а не методом колонкового бурения. Уплотнение обычно представляет собой уплотнение роторного типа, обеспечивающее проходку скважины путем вращения колонны бурильных труб. Буровые жидкости, подаваемые из отверстия, содержат промывочную жидкость, выбуренную породу и газ, высвободившийся как из формации, так и за счет десорбции из выбуренной породы. Если давление шлама в скважине превышает давление формации, то в этом случае предотвращается поступление жидкости в скважину из формации. В результате этого, только высвобождаемый газ будет поступать из пробуриваемого пласта, при этом он будет поступать либо за счет непосредственного выделения газа, содержащегося в поровом пространстве, либо за счет газа, абсорбированного в пласте и высвобождаемого за счет десорбции.
В соответствии с указанным примером осуществления настоящего изобретения, предусматривающим обеспечение контроля за более высоким расходом буровой жидкости, при этом жидкости, подаваемые из отверстия под роторным уплотнением, направляют непосредственно в основной сепаратор, отделяющий газ от жидкостей и твердых частиц. В предпочтительном примере осуществления данный основной сепаратор представляет собой крупногабаритное устройство циклонного типа, в котором жидкость поддерживается в основном на статическом уровне за счет того, что основание циклона погружено в резервуар открытого типа с переливом постоянного уровня. Поток жидкости и твердых частиц из сепаратора проходит через вибрационное сито (вибрационный грохот) или дуговое сито, которое отделяет более крупные фракции выбуренной породы от мелких фракций и буровой жидкости. Далее более крупные фракции выбуренной породы собирают и десорбируют, используя известный метод. Данный метод предусматривает помещение фракций в контейнер и измерение скорости высвобождения газа. Как только наблюдается существенное замедление скорости процесса, выбуренную породу удаляют, взвешиванию и часть выбуренной породы измельчают до малого размера в целях обеспечения более быстрого высвобождения оставшегося в ней газа. Затем можно измерить размер фракции. Затем проводят измерение фракции по размерам части в выбуренной породе с целью определения диффузионных характеристик материала, в котором осуществляется бурение, и таким образом, чтобы мог быть произведен более точный расчет количества газа, потерянного при транспортировке газа из сепаратора и при прохождении через вибрационное сито до того, как проба будет герметизирована в емкости для десорбции. Отверстие для выхода газа из сепаратора соединено с системой для измерения расхода газа и предпочтительно с системой для анализа газа. Указанная информация передается в систему регистрации данных, которая также регистрирует скорость бурения, положение бурового долота, расход жидкости, подаваемой в
- 2 025331 скважину и из скважины.
В соответствии с другим примером осуществления настоящего изобретения способ дополнительно включает использование сетчатого фильтра для отделения выбуренной породы от жидкого содержимого промывочной жидкости. Предпочтительно способ дополнительно включает использование мелкой выбуренной породы, которая прошла через сетчатый фильтр, и крупной выбуренной породы, не проходящей через сетчатый фильтр, для определения содержания десорбированного газа в выбуренной породе обоих размеров.
С целью обеспечения точного соотношения анализируемой пробы газа с глубиной бурения, необходимо контролировать процесс бурения таким образом, чтобы обеспечивался контроль за глубиной скважины и ходом бурения, а также за расходом поступающего и выходящего из скважины бурового раствора. Таким образом, обеспечивается достаточно точное определение местоположения образца бурового раствора, содержащего выбуренную породу и пузырьки газа. Данная информация поступает в систему сбора данных.
Другим объектом настоящего изобретения является устройство для измерения и анализа газа, высвободившегося в скважине в процессе бурения, которое включает: устьевое оборудование 7 скважины и бурильную колонну 3; трубопровод 15; сепаратор для отделения газа от жидкостей и выбуренной породы 18; систему по измерению расхода газа 25; уплотнение 11 между бурильной колонной и устьевым оборудованием скважины для транспортировки промывочной жидкости из затрубного пространства скважины 5 по трубопроводу 15 в сепаратор 18. При этом сепаратор 18 включает циклонный сепаратор 22, обеспечивающий выход 19 для газа, десорбированного из жидкостей и выбуренной породы, из циклонного сепаратора 22 и измерение расхода газа с помощью системы по измерению расхода газа 25 и анализа газа 29, при этом циклонный сепаратор 22 снабжен открытым основанием, погруженным в емкость 20 открытого типа, содержащую отделенные промывочную жидкость и выбуренную породу, для обеспечения регулируемого сброса промывочной жидкости и выбуренной породы из емкости 20, на сепаратор выбуренной породы 36; и герметичный контейнер 41 для сбора частиц выбуренной породы, поступающей из сепаратора 36, для проведения анализа частиц выбуренной породы на содержание газа средством 43.
Процесс определения содержания газа в пробуриваемой формации с помощью устройства представляет собой процесс, при котором объем высвободившегося газа измеряют и соотносят с положением в стволе скважины на участке, на котором осуществляется ее проходка, путем анализа данных бурения. Процесс определения содержания газа в пробуриваемой формации предусматривает знание положения и скорости бурения бурового долота в процессе проходки ствола скважины и регистрацию данных потока бурового раствора, несущего выбуренную породу на поверхность. Указанную информацию используют для создания модели выбуренной породы, срезаемой долотом и далее поднимаемой на поверхность в потоке нагнетаемой жидкости в затрубном пространстве. При отсутствии нагнетания жидкости насосом внимание уделяется выбуренной породе, осаждаемой в затрубном пространстве и наличию поднимающихся пузырьков в промывочной жидкости. Несмотря на то, что указанная модель может быть простой или усложняться, основная информация, полученная на основе данной модели, позволяет соотнести высвобождение газа с конкретным пластом, через который осуществляется бурение. Процесс может быть упрощен, например путем бурения сегмента скважины с использованием одной свечи бурильных труб, промывки скважины для подачи всего количества выбуренной породы на поверхность и проведения анализа выбуренной породы до завершения нагнетания жидкости. Благодаря этому обеспечивается получение полного объема информации о пробуренной зоне до того, как начнется проходка ствола скважины. Объем высвободившегося газа может быть соотнесен с объемом пробуриваемых пластов на основе информации о размере и диаметре режущей части бурового долота. Указанную информацию об объеме выбуренной породы необходимо уточнить в тех случаях, когда это возможно, путем получения геофизической кавернограммы скважины (каротаж диаметра скважины с помощью каверномера) после завершения ее проходки. Таким образом, основные данные о содержании газа в пластах подучают в виде информации о содержании газа на единицу выбуренного объема. Геофизическая кавернограмма скважины, включающая диаграмму плотностного каротажа, может быть использована для преобразования указанной информации в более традиционной единице измерения содержания газа на единицу веса пластов, из которых произошло высвобождение газа.
Краткое описание чертежей
Указанные другие признаки и преимущества очевидны из следующего ниже детального описания предпочтительных и иных примеров осуществления настоящего изобретения, которое ведется со ссылками на прилагаемый чертеж, на котором изображен один пример осуществления устройства бурения скважины для анализа количества газа, высвободившегося из ствола скважины.
Подробное описание изобретения
На чертеже проиллюстрирован процесс бурения для проходки типа скважины, предназначенного для проведения анализа газов, высвободившихся из подземного угольного пласта. В течение длительного периода времени угольный пласт поглощает или образует газы, содержащиеся в угле или его порах. Очевидно, что принципы и идеи настоящего изобретения могут быть использованы во многих иных ситуациях и областях применения буровых работ, в том числе при бурении формаций нефтеносных и газовых
- 3 025331 сланцев и иных геологических формаций. На чертеже проиллюстрировано устройство по извлечению и проведению анализа газа, в котором устьевое оборудование скважины представляет собой закрытую систему для извлечения промывочной жидкости, выбуренной породы и любого десорбированного газа из формации, в которой осуществлена проходка скважины. Промывочную жидкость, выбуренную породу и десорбированный газ подают из устьевого оборудования скважины в закрытую систему циклонного сепаратора, в которой газ отделяют от промывочной жидкости и выбуренной породы. Далее десорбированный газ подают в газоаналитическое оборудование для определения предварительно заданных параметров, таких как объем газа и/или компоненты газа в пробуриваемой формации.
В соответствии с примером осуществления настоящего изобретения, проиллюстрированном на чертеже, ствол скважины (1) пробуривают с использованием бурового долота (2), присоединенного к концу колонны бурильных труб (3). Известный буровой раствор нагнетают под давлением с помощью циркуляционного бурового насоса (не показан) вниз по колонне бурильных труб (3). Буровое долото (2) приводят во вращение либо с помощью колонны бурильных труб (3) либо с помощью гидроударного забойного двигателя (не показан). В том случае, если забойный двигатель не используется, стандартная практика заключается в установке разгрузочного клапана/обратного клапана (не показан) позади бурового долота (2) с целью предотвращения поступления потока жидкости в колонну бурильных труб (3), если только не осуществляется откачка. Буровой раствор несет выбуренную породу из формации на поверхность по затрубному пространству скважины (5). Как показано на рисунке, проходка ствола скважины (1) осуществляется через угольный пласт (4). В процессе бурения образуются угольный шлам, содержащий поглощенный в нем газ. Угольный шлам, суспендированный в буровом растворе, поднимается вверх по затрубному пространству скважины (5), образуемому между колонной бурильных труб (3) и стенками ствола скважины (1), и поступает в обсадные трубы (6). К обсадным трубам (6) присоединено отводное устройство (7) с отверстиями (8) и (9). Над отводным устройством (7) может быть выборочно расположен противовыбросовый превентер (10). Уплотнение (11) размещено над противовыбросовым превентером (10). Уплотнение (11) обычно представляет собой роторное устройство, через которое пропускают колонну бурильных труб (3). Уплотнение (11) предотвращает утечку газов, десорбированных из бурового раствора в процессе его нагнетания вверх от забоя ствола скважины (1) для подачи в поверхностное оборудование. В соответствии со значением, используемом в настоящем контексте, термины буровой раствор и промывочная жидкость являются взаимозаменяемыми. Как показано на рисунке, отверстие (8) на отводном устройстве (7) соединено с клапаном (12) и трубопроводом (13), который обычно представляет собой линию глушения скважины для регулирования работы скважины. Как показано на рисунке, второе отверстие (9) отводного устройства (7) соединено с клапаном (14), соединенным по трубопроводу (15) с дроссельным вентилем (16), представляющим собой кольцевой регулируемый разгрузочный клапан. Трубопровод (17) соединен с выпускным отверстием дроссельного вентиля (16), и по нему подается промывочная жидкость в циклонный сепаратор (18). На рисунке промывочная жидкость показана в виде заштрихованной части (22) внутри циклонного сепаратора (18), при этом промывочная жидкость вращается вокруг и в пределах стенок циклонного сепаратора (18), и при этом центральная секция (23) содержит только газ.
Циклонный сепаратор снабжен верхним выпускным отверстием (19) для отвода газа, отделенного от жидкости (23), в то время как нижняя часть циклонного сепаратора (18) погружена в открытую емкость (20) с выпускным отверстием (21). Выпускное отверстие (21) предназначено для поддержания относительно постоянного уровня жидкости внутри циклонного сепаратора (18). Указанный относительно постоянный уровень и объем жидкости внутри циклонного сепаратора (18) означает, что изменение объема жидкости существенно не влияет на поток газа, выходящий из выпускного отверстия (19). Газ, исходящий из циклонного сепаратора (18), поступает через выпускное отверстие (19) в трубопровод (24) на прибор учета расхода газа (25). Указанный прибор учета расхода газа (25) предпочтительно представляет собой прибор объемного типа, способный суммировать поток, проходящий через него в направлении вперед, и вычитать значение любого количества газа, проходящего через него в обратном направлении. За счет этого обеспечивается минимизация воздействия изменения объема жидкости внутри циклонного сепаратора (18) и в открытой емкости (20). После прохождения через прибор учета расхода газа (25) газ поступает в трубопровод (26) и в выпускную трубу (27). В трубопроводе (26) производится отбор пробы газа и его поступление по трубопроводу (28) в газоанализатор (29). Жидкость, содержащая выбуренную породу (22), проходит в направлении вниз внутри циклонного сепаратора (18), поступает в открытую емкость (20) и из нее переливается через слив (выпускное отверстие) (21) в устройство для удаления твердых частиц, приведенное на рисунке в виде вибрационного сита (36). Как показано на рисунке, более крупные отделенные частицы (37) покидают вибрационное сито (36) и проходят через сито (38), при этом более мелкие фракции (39) по гранулометрическому составу поступают в воронку (40) и через нее в контейнер (41). Каждый контейнер герметизируется после заполнения материалом, в отношении которого требуется проведение измерения содержащегося в нем и десорбирующегося из него газа путем известного способа контроля за высвобождением объема газа во времени. Простая система для проведения такого контроля проиллюстрирована в виде контейнера (42), соединенного с перевернутым измерительным цилиндром (43) в водяной ванне (44). Также могут быть использованы другие системы с более вы- 4 025331 соким уровнем автоматизации. При замедлении десорбции контейнер (42) открывают и определяют массу выбуренной породы; часть указанного материала измельчают для определения остаточного содержания газа. Также является предпочтительным определить распределение частиц выбуренной породы по размеру с целью определения коэффициента диффузии материала выбуренной породы, а также с целью проведения точной оценки потерь газа из выбуренной породы во время ее прохождения от основания циклонного сепаратора до момента десорбции в контейнере. Такие расчеты могут быть выполнены на основе теории диффузии с использованием данных о размере частиц и времени прохождения. Также целесообразно отобрать пробу из подрешетного продукта (45) вибрационного сита (36) таким образом, чтобы можно было получить значения размеров частиц и содержания газа в указанном более мелком материале с помощью метода аналогичного методу определения значений в отношении более крупного материала, и таким образом, чтобы обеспечивалось проведение сравнения количества газа, содержащегося в указанном мелком материале и крупном материале выбуренной породы. Метод определения формации, из которой поступает газ, включает мониторинг глубины бурения, скорость потока бурового раствора, периоды времени прекращения потока и скорость бурения с последующим расчетом источника поступления газа. Инструменты, используемые для определения указанных параметров, включают различные устройства контроля за процессом бурения, проиллюстрированные на рисунке, использующие информацию, поступающую из источника бурения (35). Как показано на рисунке, информация из источника бурения (35), прибора учета расхода газа (25) и газоанализатора (29) передается с помощью систем передачи (30), (34) и (45) на устройство сбора данных (31).
Необходимо отметить исходя из вышеприведенного примера осуществления настоящего изобретения, что предпочтительно создать в забое скважины динамическое давление, превышающее давление пробуриваемой формации. Причина заключается в том, что в данном случае любые жидкости, содержащиеся в формации, не покидают ее, не поступают в ствол скважины (1) и не смешиваются с буровым раствором. Это могло бы изменить композицию бурового раствора до такой степени, что могло бы помешать проведению точного анализа количества и компонентов газа. Это достигается за счет либо поддержания плотности бурового раствора, либо путем регулирования давления бурового раствора, нагнетаемого в ствол скважины циркуляционным буровым насосом таким образом, чтобы во всех случаях давление в скважине (1) превышало давление в формации. Датчики (не показаны), установленные у устьевого оборудования скважины, обеспечивают контроль за различными режимами давления и регулировку давления, под которым работает циркуляционный буровой насос, либо обеспечивают регулировку работы дроссельного вентиля для поддержания давления в стволе скважины. Также очевидно, что при образовании частиц выбуренной породы меньшего размера происходит более быстрая десорбция газа. Это позволяет сократить время пребывания, в течение которого происходит десорбция газов из выбуренной породы, тем самым обеспечивая более быстрое проведение анализа содержания газа. Специалистам в данной области техники очевидно, какими способами необходимо проводить буровые работы для получения частиц выбуренной породы меньшего размера, например путем изменения скорости вращения бурового долота (2), использования буровых долот, снабженных зубьями, способными срезать более мелкие частицы породы, а также путем использования иных способов.
Несмотря на то, что анализ газа, десорбированного из выбуренной породы, рассматривается как непрерывный процесс, следует отметить, что он может прерываться на определенное время при присоединении бурильной трубы к колонне бурильных труб (3). В целях минимизации любых изменений в буровом растворе, вызванных атмосферным воздухом или иными факторами, предпочтительно, чтобы разгрузочный клапан (не показан) был установлен аналогично запорному клапану в нижней части бурильной трубы над буровым долотом (2). При наличии такого клапана в случае останова циркуляционного бурового насоса для присоединения дополнительной бурильной трубы к колонне бурильных труб (3) пониженное давление внутри колонны бурильных труб (3) приводило бы к срабатыванию и закрытию клапана для поддержания постоянных параметров в забое скважины. Кроме того, исключается повышение уровня бурового раствора в колонне бурильных труб (3) в нижней части ствола скважины (1). После присоединения бурильной трубы к колонне бурильных труб (3) и после запуска циркуляционного бурового насоса давление бурового раствора внутри колонны бурильных труб (3) обеспечивает открывание клапана для дальнейшего проведения обычных буровых работ. Необходимо принять меры по предотвращению поступления воздуха вовнутрь колонны бурильных труб (3) при создании вертлюжного соединения в процессе присоединения бурильных труб к колонне бурильных труб (3) по предотвращению всасывания воздуха циркуляционным буровым насосом.
В вышеприведенном описании изложены различные примеры осуществления настоящего изобретения, относящиеся к бурению скважин в угольных пластах. Тем не менее, они не ограничивают настоящее изобретение, так как принципы и идеи изобретения могут быть использованы с одинаковой эффективностью при бурении скважин в других типах формаций, таких как битуминозные формации, газоносные формации и иные формации, в которых по предположениям содержится газ. Кроме того, несмотря на то, что в различных примерах осуществления настоящего изобретения раскрыты различные конфигурации устьевого оборудования скважины, очевидно, что могут быть использованы с равной степенью эффективности иные различные конфигурации при условии, что устьевое оборудование скважины обеспечива- 5 025331 ет создание закрытой системы, предотвращающей загрязнение атмосферным воздухом газов, десорбированных из формации, в которой пробурена скважина. В различных примерах осуществления настоящего изобретения приведено описание использования приемника для бурового шлама, тем не менее, с аналогичной степенью эффективности может быть использован бак или иной резервуар контейнерного типа.
Выше были раскрыты предпочтительные и иные примеры осуществления настоящего изобретения со ссылками на конкретное буровое оборудование, сепараторы и газоанализирующее оборудование, однако очевидно, что могут быть внесены многочисленные детальные изменения с учетом технических предпочтений, не выходящие за пределы существа и объема изобретения, определенные в прилагаемой формуле изобретения.
Claims (25)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ проведения анализа высвободившегося из подземных пластов газа, включающий бурение подземных пластов с образованием выбуренной породы пластов;закрытую, предотвращающую воздействие атмосферного воздуха транспортировку выбуренной породы пластов на поверхность с использованием промывочной жидкости, применяемой в процессе бурения;отделение десорбированного газа от жидкостей и выбуренной породы, вынесенной промывочной жидкостью;подачу только отделенного десорбированного газа в устройство для определения предварительно установленных параметров газа, в том числе объема газа;после отделения десорбированного газа от жидкостей и выбуренной породы дальнейшее отделение выбуренной породы от жидкого содержимого, содержащегося в промывочной жидкости, и сбор десорбированного газа из отделенной выбуренной породы;измерение параметров десорбированного газа из отделенной выбуренной породы и определение общего объема газа, десорбированного как из выбуренной породы с жидкостью, так и из выбуренной породы без жидкости.
- 2. Способ по п.1, дополнительно включающий создание уплотнения устьевого оборудования скважины вокруг колонны бурильных труб и выполнение отверстия в устьевом оборудовании скважины для подачи промывочной жидкости, выбуренной породы и десорбированного газа в устройство для определения предварительно установленных параметров.
- 3. Способ по п.1, дополнительно включающий использование сетчатого фильтра для отделения выбуренной породы от жидкого содержимого промывочной жидкости.
- 4. Способ по п.1, дополнительно включающий сбор выбуренной породы, отделенной от жидкости в контейнере, и десорбирование газов из выбуренной породы в контейнере.
- 5. Способ по п.3, дополнительно включающий использование мелкой выбуренной породы, которая прошла через сетчатый фильтр, и крупной выбуренной породы, не проходящей через сетчатый фильтр, для определения содержания десорбированного газа в выбуренной породе обоих размеров.
- 6. Способ по п.1, дополнительно включающий использование сепаратора для отделения газа от жидкости и выбуренной породы и непрерывную подачу газа из сепаратора в устройство для измерения расхода при проведении буровых работ без воздействия изменений скорости потока жидкости.
- 7. Способ по п.1, дополнительно включающий использование данных, полученных и зарегистрированных при проведении буровых работ, при котором данные предусматривают измерение глубины проникновения бурового долота и расхода промывочной жидкости в целях определения глубины зоны, в которой произошло высвобождение газа из формации, в которой пробурена скважина.
- 8. Способ по п.7, при котором данные о высвобождении газа используют в сочетании с измерениями объема газоносных пластов в целях определения содержания газа на единицу объема газоносных пластов.
- 9. Способ по пп. 1 и/или 7 и 8, при котором способ, используемый для измерения объема газоносных пластов, представляет собой геофизическое исследование ствола скважины, включающее каротаж диаметра ствола скважины.
- 10. Способ по пп.1 и/или 7 и 8, при котором данные о высвобождении газа используют в сочетании с измерениями объема и плотности газоносных пластов для определения содержания газа на единицу массы газоносных пластов.
- 11. Способ по пп.6 и/или 7-9 и 10, при котором способ, используемый для измерения объема и плотности газоносных пластов, включает геофизическое исследование ствола скважины.
- 12. Способ по п.6, при котором проводят отбор пробы потока газа на выходе из сепаратора для определения полного высвобождения газа из ствола скважины без загрязнения атмосферным воздухом.
- 13. Способ по п.1, дополнительно включающий измерение содержания газа в угольных пластах.
- 14. Способ по п.1, дополнительно включающий использование циклонного сепаратора для отделения жидкостей и твердых частиц от десорбированного газа таким образом, чтобы обеспечивался выход газа, не содержащего жидкостей и твердых час- 6 025331 тиц, из сепаратора;погружение открытого основания циклонного сепаратора в емкость открытого типа, содержащую отделенные промывочную жидкость и выбуренную породу, для обеспечения регулируемого сброса промывочной жидкости и выбуренной породы из емкости, при этом обеспечивается выход газа, десорбированного из жидкостей и выбуренной породы, из сепаратора и измерение расхода газа с помощью системы по измерению расхода газа.
- 15. Устройство для измерения и анализа газа, высвободившегося в скважине в процессе бурения, включающее устьевое оборудование 7 скважины и бурильную колонну 3; трубопровод 15;сепаратор для отделения газа от жидкостей и выбуренной породы 18; систему по измерению расхода газа 25;уплотнение 11 между бурильной колонной и устьевым оборудованием скважины для транспортировки промывочной жидкости из затрубного пространства скважины 5 по трубопроводу 15 в сепаратор 18;при этом сепаратор 18 включает циклонный сепаратор 22, обеспечивающий выход 19 для газа, десорбированного из жидкостей и выбуренной породы, из циклонного сепаратора 22 и измерение расхода газа с помощью системы по измерению расхода газа 25 и анализа газа 29, при этом циклонный сепаратор 22 снабжен открытым основанием, погруженным в емкость 20 открытого типа, содержащую отделенные промывочную жидкость и выбуренную породу, для обеспечения регулируемого сброса промывочной жидкости и выбуренной породы из емкости 20, на сепаратор выбуренной породы 36; и герметичный контейнер 41 для сбора частиц выбуренной породы, поступающей из сепаратора 36, а также измерительное средство 43 для проведения анализа частиц выбуренной породы на содержание в них газа.
- 16. Устройство по п.15, в котором количество остаточного газа в выбуренной породе измеряют путем сбора выбуренной породы в контейнер и измерения количества газа, содержащегося в выбуренной породе, с целью сбора полной информации о содержании газа в пробуриваемых пластах.
- 17. Устройство по п.15, дополнительно включающее устройство для измерения глубины проникновения бурового долота и для измерения скорости потока промывочной жидкости с целью определения значения глубины, на которой произошло высвобождение газа внутри ствола скважины.
- 18. Устройство по п.15, дополнительно включающее систему получения информации для использования данных о высвобождении газа в сочетании с измерениями объема газоносных пластов в целях определения содержания газа на единицу объема газоносных пластов.
- 19. Устройство по п.15, в котором способ, используемый для измерения объема газоносных пластов, представляет собой геофизическое исследование ствола скважины, включающее каротаж диаметра ствола скважины.
- 20. Устройство по п.15, дополнительно включающее систему получения информации, использующую данные о высвобождении газа с измерениями объема и плотности газоносных пластов в целях определения содержания газа на единицу объема газоносных пластов.
- 21. Устройство по п.15, дополнительно включающее систему получения информации, использующую результаты измерения объема и плотности газоносных пластов путем геофизического исследования ствола скважины.
- 22. Устройство по п.15, дополнительно включающее средства для измерения пробы потока газа на выходе из сепаратора для определения полного высвобождения газа из ствола скважины без загрязнения атмосферным воздухом.
- 23. Устройство по п.15, в котором устройство применяется для измерения параметров и анализа компонентов газа, высвободившегося из угольного пласта.
- 24. Устройство по п.15, в котором устройство применяется для измерения параметров и анализа компонентов газа, высвободившегося из сланцев.
- 25. Устройство по п.15, в котором устройство применяется для измерения параметров и анализа компонентов газа, высвободившегося из всех газоносных пластов.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| AU2009905663A AU2009905663A0 (en) | 2009-11-19 | System for Analysing Gas From Strata Being Drilled Under High Mud Flows | |
| PCT/AU2010/001549 WO2011060494A1 (en) | 2009-11-19 | 2010-11-19 | System for analysing gas from strata being drilled under high mud flows |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201270638A1 EA201270638A1 (ru) | 2012-11-30 |
| EA025331B1 true EA025331B1 (ru) | 2016-12-30 |
Family
ID=44059115
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201270638A EA025331B1 (ru) | 2009-11-19 | 2010-11-19 | Устройство для проведения анализа газа из пластов, пробуриваемых при больших расходах бурового раствора |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9238948B2 (ru) |
| EP (1) | EP2501899A4 (ru) |
| CN (1) | CN102741504B (ru) |
| AU (1) | AU2010321680B2 (ru) |
| EA (1) | EA025331B1 (ru) |
| NZ (1) | NZ599758A (ru) |
| WO (1) | WO2011060494A1 (ru) |
| ZA (1) | ZA201203566B (ru) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2011085444A1 (en) * | 2010-01-13 | 2011-07-21 | Santos Ltd | Measuring gas content of unconventional reservoir rocks |
| US8881587B2 (en) * | 2011-01-27 | 2014-11-11 | Schlumberger Technology Corporation | Gas sorption analysis of unconventional rock samples |
| RU2499136C1 (ru) * | 2012-03-19 | 2013-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Уралэнергопром" | Способ измерения количества нефти и нефтяного газа |
| RU2586129C1 (ru) * | 2012-04-27 | 2016-06-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ управления давлением в кольцевом пространстве ствола скважины с применением газлифта в линии возврата бурового раствора |
| CN102704874A (zh) * | 2012-05-18 | 2012-10-03 | 西南石油大学 | 一种钻井液返出流量检测装置及方法 |
| CN102777151A (zh) * | 2012-05-29 | 2012-11-14 | 秦勇 | 一种深层煤炭水力开采流体承运的新工艺 |
| US9482089B2 (en) | 2013-08-01 | 2016-11-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Receiving and measuring expelled gas from a core sample |
| CN105092412A (zh) * | 2014-04-15 | 2015-11-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于测定钻井液含气量的系统及方法 |
| GB2555137B (en) * | 2016-10-21 | 2021-06-30 | Schlumberger Technology Bv | Method and system for determining depths of drill cuttings |
| KR101826132B1 (ko) | 2016-11-01 | 2018-03-22 | 한국지질자원연구원 | 물리검층자료 해석을 통한 셰일 가스층의 탈착 가스량 예측 장치 및 그 방법 |
| CN110318741B (zh) * | 2018-03-28 | 2021-10-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种异常高压、高含水致密低渗气藏剩余气分布描述方法 |
| CN110486005B (zh) * | 2018-05-14 | 2021-10-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于识别页岩气井甜点层的方法 |
| BR112020024307A2 (pt) | 2018-06-12 | 2021-02-23 | Baker Hughes Holdings Llc | volumetria de razão de gás para navegação de reservatório |
| US11480053B2 (en) | 2019-02-12 | 2022-10-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bias correction for a gas extractor and fluid sampling system |
| CN111206891A (zh) * | 2019-11-06 | 2020-05-29 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种含硫地层密闭自动岩屑采集装置 |
| CN114599856B (zh) * | 2019-12-06 | 2024-02-20 | 哈利伯顿能源服务公司 | 用于表征井下流体处理系统的设备及测试方法 |
| US11867682B2 (en) | 2020-09-21 | 2024-01-09 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | System and method for determining natural hydrocarbon concentration utilizing isotope data |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU422843A1 (ru) * | 1972-06-05 | 1974-04-05 | , Багиров , В. Ф. Рыбин | Способ отбора и обработки донных геохимических проб |
| US4342222A (en) * | 1979-03-27 | 1982-08-03 | Alekhin S | Method for the determination of depth of a fluid-saturated stratum and fluid type |
| GB2242373A (en) * | 1990-03-26 | 1991-10-02 | British Offshore Eng Tech | Crude oil separator |
| US5785131A (en) * | 1995-03-20 | 1998-07-28 | Gray; Ian | Pressurized formation sample collection |
| US20040031622A1 (en) * | 2002-01-08 | 2004-02-19 | Butler Bryan V. | Methods and apparatus for drilling with a multiphase pump |
| US20080115971A1 (en) * | 2004-09-21 | 2008-05-22 | Benthic Geotech Pty Ltd | Remote Gas Monitoring Apparatus for Sealed Drilling |
| US20080190668A1 (en) * | 2004-06-04 | 2008-08-14 | Swartout Matthew K | Separation Of Evolved Gases From Drilling Fluids In a Drilling Operation |
| US20080257032A1 (en) * | 2007-04-19 | 2008-10-23 | David Zollo | Christmas tree with internally positioned flowmeter |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2938117A (en) * | 1956-03-23 | 1960-05-24 | Petroleum Service And Res Corp | Analysis determinative of gas or oil producing strata |
| US3233453A (en) * | 1962-06-25 | 1966-02-08 | Schlumberger Well Surv Corp | Drill stem testing methods |
| US3354970A (en) * | 1965-02-08 | 1967-11-28 | Pan American Petroleum Corp | Controlling high-pressure wells while drilling |
| US3633687A (en) * | 1969-12-12 | 1972-01-11 | Alfred Gordon West | Apparatus for separating and measuring gas in drilling fluid |
| DK225290D0 (da) | 1990-09-19 | 1990-09-19 | Kurt I Soerensen | Fremgangsmaade og apparatur til at udtage og analysere niveaubestemte proever af poregas/-vaeske fra en underjordisk formation |
| US5274552A (en) | 1992-04-20 | 1993-12-28 | M/D Totco | Drill string motion detection for bit depth calculation |
| CN1065943C (zh) * | 1998-09-09 | 2001-05-16 | 中国海洋石油渤海公司勘探部 | 边钻井边测试边进行早期试生产的方法及设备 |
| US6311986B1 (en) | 1999-02-15 | 2001-11-06 | Hudson Products Corporation | Seal joint between internals and pressure vessel inlet for separator arrangement |
| FR2799790B1 (fr) | 1999-09-24 | 2001-11-23 | Inst Francais Du Petrole | Methode et systeme d'extraction, d'analyse et de mesure sur des constituants transportes par un fluide de forage |
| GB0011928D0 (en) * | 2000-05-17 | 2000-07-05 | Kellogg Brown & Root Inc | Separation method and apparatus for stream containing multi-phase liquid mixture and entrained particles |
| US7210342B1 (en) * | 2001-06-02 | 2007-05-01 | Fluid Inclusion Technologies, Inc. | Method and apparatus for determining gas content of subsurface fluids for oil and gas exploration |
| DE602004013972D1 (de) * | 2004-09-22 | 2008-07-03 | Schlumberger Technology Bv | Vorrichtung zum Messen eines Innenmasses eines Bohrlochs |
| CN1891977A (zh) * | 2005-07-05 | 2007-01-10 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 井眼遥测系统和方法 |
| AU2008254460A1 (en) * | 2007-05-16 | 2008-11-27 | Terrawatt Holdings Corporation | Method and system for particle jet boring |
| AU2009201316A1 (en) * | 2008-10-10 | 2010-04-29 | Gray, Ian Dr | System for analysing gas from strata being drilled |
-
2010
- 2010-11-19 EP EP10830955.0A patent/EP2501899A4/en not_active Withdrawn
- 2010-11-19 CN CN201080052572.4A patent/CN102741504B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2010-11-19 US US13/510,317 patent/US9238948B2/en active Active
- 2010-11-19 NZ NZ599758A patent/NZ599758A/en not_active IP Right Cessation
- 2010-11-19 EA EA201270638A patent/EA025331B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-11-19 WO PCT/AU2010/001549 patent/WO2011060494A1/en active Application Filing
- 2010-11-19 AU AU2010321680A patent/AU2010321680B2/en active Active
-
2012
- 2012-05-16 ZA ZA2012/03566A patent/ZA201203566B/en unknown
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU422843A1 (ru) * | 1972-06-05 | 1974-04-05 | , Багиров , В. Ф. Рыбин | Способ отбора и обработки донных геохимических проб |
| US4342222A (en) * | 1979-03-27 | 1982-08-03 | Alekhin S | Method for the determination of depth of a fluid-saturated stratum and fluid type |
| GB2242373A (en) * | 1990-03-26 | 1991-10-02 | British Offshore Eng Tech | Crude oil separator |
| US5785131A (en) * | 1995-03-20 | 1998-07-28 | Gray; Ian | Pressurized formation sample collection |
| US20040031622A1 (en) * | 2002-01-08 | 2004-02-19 | Butler Bryan V. | Methods and apparatus for drilling with a multiphase pump |
| US20080190668A1 (en) * | 2004-06-04 | 2008-08-14 | Swartout Matthew K | Separation Of Evolved Gases From Drilling Fluids In a Drilling Operation |
| US20080115971A1 (en) * | 2004-09-21 | 2008-05-22 | Benthic Geotech Pty Ltd | Remote Gas Monitoring Apparatus for Sealed Drilling |
| US20080257032A1 (en) * | 2007-04-19 | 2008-10-23 | David Zollo | Christmas tree with internally positioned flowmeter |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN102741504B (zh) | 2016-01-06 |
| NZ599758A (en) | 2015-01-30 |
| ZA201203566B (en) | 2013-01-30 |
| EP2501899A4 (en) | 2016-04-13 |
| EP2501899A1 (en) | 2012-09-26 |
| WO2011060494A1 (en) | 2011-05-26 |
| US20120217065A1 (en) | 2012-08-30 |
| US9238948B2 (en) | 2016-01-19 |
| CN102741504A (zh) | 2012-10-17 |
| AU2010321680B2 (en) | 2015-12-03 |
| AU2010321680A1 (en) | 2012-05-31 |
| EA201270638A1 (ru) | 2012-11-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA025331B1 (ru) | Устройство для проведения анализа газа из пластов, пробуриваемых при больших расходах бурового раствора | |
| DK1792048T3 (en) | REMOTE GAS MONITORING REMOTE CONTROL DEVICE | |
| CN101253402B (zh) | 评价欠饱和煤层气储层的方法 | |
| CA2506991C (en) | Method and system for reservoir characterization in connection with drilling operations | |
| RU2544342C2 (ru) | Измерение содержания газа в нетрадиционных коллекторских породах | |
| US4961343A (en) | Method for determining permeability in hydrocarbon wells | |
| US20150247941A1 (en) | Integration of seismic data with downhole fluid analysis to predict the location of heavy hydrocarbon | |
| US20050194133A1 (en) | Methods of evaluating undersaturated coalbed methane reservoirs | |
| RU2474682C2 (ru) | Способ и система для интерпретации испытаний свабированием с использованием нелинейной регрессии | |
| US5277263A (en) | Method for measuring formation fluids in drilling fluid | |
| WO2009002591A2 (en) | Method and apparatus to quantify fluid sample quality | |
| WO2010111726A1 (en) | System for analysing gas from strata being drilled | |
| US2328555A (en) | Well logging method | |
| AU2009201316A1 (en) | System for analysing gas from strata being drilled | |
| CA2781548C (en) | System for analysing gas from strata being drilled under high mud flows | |
| CN202140085U (zh) | 一种钻井取样装置 | |
| JP2965937B2 (ja) | ボーリング用地層ガス検知方法 | |
| RU2566160C1 (ru) | Способ контроля водоотдачи промывочной жидкости | |
| EP0757746B1 (en) | Method for measuring formation fluids in drilling fluid | |
| Saltanova et al. | Technology of testing shale reservoirs of Paleogene age on the territory of the Eastern Ciscaucasia | |
| AU2005287856B2 (en) | Remote gas monitoring apparatus for seabed drilling | |
| Blizeyev et al. | Reservoir rocks in the crystalline basement of Tataria | |
| Johnson et al. | GEOOGIAN HYROLGICASPECTS OF TES8T-WELL DRILL] IG |
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 KG MD TJ TM |