EA028273B1 - Устройство и способ определения параметров, характеризующих скважину - Google Patents
Устройство и способ определения параметров, характеризующих скважину Download PDFInfo
- Publication number
- EA028273B1 EA028273B1 EA201171036A EA201171036A EA028273B1 EA 028273 B1 EA028273 B1 EA 028273B1 EA 201171036 A EA201171036 A EA 201171036A EA 201171036 A EA201171036 A EA 201171036A EA 028273 B1 EA028273 B1 EA 028273B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- well
- drilling
- data
- computer
- measuring
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 43
- 230000008569 process Effects 0.000 title abstract description 19
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 title abstract description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 105
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 43
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 16
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 14
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 10
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 8
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 claims description 5
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 82
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 20
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 20
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 13
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 8
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 7
- 238000013528 artificial neural network Methods 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 206010028980 Neoplasm Diseases 0.000 description 3
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 description 3
- 201000011510 cancer Diseases 0.000 description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000012549 training Methods 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000013500 data storage Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 238000004868 gas analysis Methods 0.000 description 1
- 230000036039 immunity Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000007373 indentation Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/005—Testing the nature of borehole walls or the formation by using drilling mud or cutting data
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/0318—Processes
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/794—With means for separating solid material from the fluid
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
В изобретении приведено описание устройства и способа определения параметров, характеризующих скважину, по которому отделяют в разделительном сосуде буровой раствор от газа, образовавшегося при бурении скважины; транспортируют отделенный произведенный газ из разделительного сосуда на дальнейшую обработку и измеряют температуру по меньшей мере одного из давления, массового расхода и объемного расхода отделенного газа во время транспортировки с помощью одного или нескольких датчиков. Параметры газа, отделенного от бурового раствора, можно использовать для определения параметров, характеризующих скважину.
Description
Описанные здесь варианты исполнения изобретения в общем относятся к системам и процессам для определения параметров, характеризующих скважину. В частности, описанные здесь варианты исполнения изобретения относятся к измерению свойств газов, образующихся во время бурения, а также к измерению других буровых параметров, предназначенных для определения параметров, характеризующих скважину. Измерение параметров, характеризующих скважину, можно проводить в реальном масштабе времени, обеспечивая оптимизацию буровых параметров, повышая производительность бурения и стойкость полученной скважины.
Уровень техники
Бурение скважин, которые используются, например, при поиске и добыче нефти, заключается во вращении буровой коронки, к которой приложено осевое усилие. Вращающая сила и осевая сила обычно создаются оборудованием на поверхности, которое содержит буровой станок. Станок содержит различные устройства, предназначенные для подъема, вращения и регулирования сегментов бурильной колонны, которые в конечном счете соединяют буровую коронку с оборудованием на станке. Бурильная колонна образует гидравлический канал, по которому нагнетают буровой раствор. Буровой раствор вытекает через отверстия определенного размера (сопла) в коронке, охлаждая коронку и вымывая из скважины во время ее бурения частицы разбуренной горной породы.
Скорость и экономическая эффективность бурения, а также качество пробуренной скважины зависят от ряда факторов. К этим факторам относятся, в частности, механические свойства пород, скорость, в которых проводится бурение, диаметр и тип используемой буровой коронки, скорость подачи бурового раствора и скорость вращения буровой коронки, приложенная к ней осевая сила. Обычно в породе с определенными механическими свойствами скорость, с которой буровая коронка проникает в породу, (скорость проходки) соответствует величине осевой силы, приложенной к буровой коронке, и скорости ее вращения. Скорость, с которой изнашивается буровая коронка, обычно связана со скоростью проникновения. Были разработаны различные способы оптимизации разных параметров бурения, чтобы достичь требуемых результатов.
Известные способы оптимизации значений буровых параметров были сосредоточены на прочности пород при сжатии. Так, например, в патенте США № 6349595, выданном Οίνοίαηί. е1 а1. (патент 595), приведено описание способа выбора конструктивных параметров бурильной колонки по прочности формации при сжатии. Прочность формации при сжатии можно измерять непосредственно путем определения твердости при вдавливании у сверлильной стружки, вынесенной потоком бурового раствора. Этот способ можно также использовать для определения оптимизированных буровых параметров, таких как гидравлические условия, защита измерительных приборов, масса бурильной коронки (вес коронки) и скорость вращения коронки. Патент № 6349595 целиком включен в это описание путем ссылки на него.
В патенте США № 6424919, выданном Могап, е1 а1., приведено описание способа выбора конструктивных параметров бурильной коронки путем ввода по крайней мере одного свойства формации, в которой проводят бурение, в подвергшуюся обучению Искусственную Нейронную Сеть (ИНС). В патенте № 6424919 показано также, что прошедшую обучение ИНС можно использовать для определения оптимальных рабочих параметров бурения при выборе конструкции бурильной коронки для формации, обладающей конкретными свойствами. ИНС можно обучать, используя данные, полученные при проведении лабораторных исследований или из скважин, которые были пробурены вблизи данной скважины, таких как подсасывающая скважина. Патент № 6424919 целиком включен в это описание путем ссылки на него.
В нескольких источниках приведено описание различных способов использования ИНС для решения разных задач при бурении, добыче и оценке формаций. К этим источникам относятся патент США № 6044325, выданный Сйакгауаййу, е1 а1., патент США № 6002985, выданный §1ерйеп8оп, е1 а1., патент США № 6021377, выданный ПиЪшзку, е1 а1., патент США № 5730234, выданный ΡιιΙοΙ, патент США № 6012015, выданный ТиЪе1, и патент США № 5812068, выданный ^181ет, е1 а1.
Сбор и анализ данных, используемых в этих способах для моделирования или аналитического определения параметров скважины, часто не позволяют получить надлежащую характеристику скважины с помощью аналитических и обучающих средств. Следовательно, необходимы методы и устройство, пригодные для получения более полной и точной характеристики скважины.
Сущность изобретения
В одном аспекте описанные здесь варианты исполнения изобретения относятся к способу определения параметров, характеризующих скважину, к способу, по которому отделяют в разделительном сосуде буровой раствор от газа, произведенного во время бурения скважины; транспортируют отделенный произведенный газ из разделительного сосуда на последующую обработку и измеряют температуру по меньшей мере одного из давления, массового расхода и объемного расхода отделенного произведенного газа во время его транспортировки с помощью одного или более датчиков. В некоторых вариантах исполнения свойства отделенного газа можно использовать для определения параметров скважины. В других вариантах исполнения свойства отделенного газа можно группировать с дополнительными данными, измеренными датчиками при бурении, чтобы определить параметры, характеризующие скважину.
- 1 028273
В другом аспекте описанные здесь варианты исполнения изобретения относятся к системе для определения параметров, характеризующих скважину, содержащей: разделительный сосуд, предназначенный для отделения бурового раствора от газа, произведенного при бурении скважины; трубопровод для текучей среды для транспортировки отделенного газа на последующую обработку; один или более датчиков, предназначенных для измерения по меньшей мере одного из температуры, давления, массового расхода и объемного расхода отделенного газа во время транспортировки по трубопроводу для текучей среды.
В некоторых вариантах исполнения система может также содержать первое компьютерное устройство, предназначенное для хранения данных, собранных одним или несколькими датчиками; каналы связи, предназначенные для передачи данных из первого компьютерного устройства в первом компьютерном выходном формате; преобразующее устройство, предназначенное для преобразования данных в выходном формате первого компьютера в выходной формат второго компьютера; каналы связи, предназначенные для передачи преобразованных данных во второе компьютерное устройство.
В других вариантах исполнения система может также содержать по меньшей мере один датчик, предназначенный для измерения по крайней мере одного параметра скважины; каналы связи, предназначенные для передачи измеренных параметров скважины во второе компьютерное устройство; и систему для анализа данных, предназначенную для анализа по меньшей мере одного параметра скважины и преобразованных данных, чтобы определить параметры, характеризующие скважину. В некоторых вариантах исполнения можно также использовать систему управления, предназначенную для управления бурением по найденным параметрам, характеризующим скважину.
В другом аспекте описанные здесь варианты исполнения изобретения относятся к способу измерения выделения углерода при бурении скважины. Этот способ может включать отделение в разделительном сосуде бурового раствора от газа, произведенного при бурении скважины; транспортировку отделенного газа из разделительного сосуда на дальнейшую обработку; измерение по меньшей мере одного из температуры, давления, массового расхода и объемного расхода отделенного газа во время его транспортировки с помощью одного или более датчиков; определение по меньшей мере одного из объемного расхода при стандартных условиях и средней молекулярной массы отделенного газа по измеренным параметрам. В некоторых вариантах исполнения этот способ может также включать в себя определение по меньшей мере одного из суммарного количества выделившегося газа за определенный период его транспортировки по определенному объемному расходу при стандартных условиях и средней молекулярной массе.
В другом аспекте описанные здесь варианты исполнения изобретения относятся к системе для измерения выделения углерода при бурении скважины. Эта система может содержать: разделительный сосуд, предназначенный для отделения бурового раствора от газа, произведенного при бурении скважины; трубопровод для текучей среды для транспортировки отделенного произведенного газа из разделительного сосуда на последующую обработку; один или более датчиков для измерения по меньшей мере одного из температуры, давления и объемного расхода отделенного газа во время его транспортировки по трубопроводу для текучей среды; и компьютерное устройство, предназначенное, по меньшей мере, для передачи, хранения и анализа данных измерения из одного или нескольких датчиков. В некоторых вариантах исполнения компьютерное устройство имеет такую конфигурацию, чтобы можно было определять суммарное количество отделенного газа за определенный период его транспортировки по трубопроводу для текучей среды по данным измерений из одного или нескольких датчиков.
Другие аспекты и преимущества данного изобретения станут очевидными из последующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Краткое описание фигур
На фиг. 1 приведена упрощенная технологическая схема процесса, предлагаемого в вариантах исполнения данного изобретения.
На фиг. 2 показана блок-схема процесса, предназначенного для определения параметров, характеризующих скважину, согласно описанным здесь вариантам исполнения.
На фиг. 3 показана блок-схема процесса, предназначенного для определения параметров, характеризующих скважину, согласно описанным здесь вариантам исполнения.
На фиг. 4 показана блок-схема процесса, предназначенного для измерения выделения углерода при бурении согласно описанным здесь вариантам исполнения.
На фиг. 5 показана блок-схема процесса, предназначенного для определения параметров, характеризующих скважину, и для измерения выделения углерода при бурении согласно описанным здесь вариантам исполнения.
- 2 028273
Подробное описание
Описанные здесь варианты исполнения изобретения в общем относятся к системам и процессам для определения параметров, характеризующих скважину. В частности, описанные здесь варианты исполнения изобретения относятся к измерению свойств газов, образующихся во время бурения, а также к измерению других буровых параметров с целью определения параметров, характеризующих скважину. Измерение параметров, характеризующих скважину, можно проводить в реальном масштабе времени, обеспечивая оптимизацию буровых параметров, повышая производительность бурения и стойкость полученной скважины.
При бурении или заканчивании скважин в подземных формациях обычно в скважине используют разные буровые растворы различного назначения. Обычно буровые растворы используют: для смазки и охлаждения режущей поверхности буровой коронки во время бурения вообще или добуривания (т.е., бурения в целевой нефтеносной формации), для транспортировки на поверхность обломков (кусочков формации, отколотых зубцами буровой коронки), для регулирования давления пластового флюида с целью предотвращения фонтанирования, для сохранения стабильности скважины, суспендирования твердых веществ в скважине, для сведения до минимума утечек раствора в формацию и стабилизации формации, через которую пробурена скважина, для образования трещин формации вблизи скважины, вытеснения текучей среды в скважине другой текучей средой, для очистки скважины, опробование скважины, для передачи гидравлической мощности на буровую коронку, также текучая среда используется для установки на место пакера, для ликвидации скважины или подготовки скважины к ликвидации и для других видов обработки скважины или формации.
Во время бурения буровой раствор должен поступать через центр бурильной колонны в коронку и выходить через кольцевой зазор между бурильной колонной и стволом скважины, совершая таким образом охлаждение и смазывание коронки, обсадной колонны и транспортировку обломков выбуренной породы на поверхность. На поверхности буровой раствор можно отделить от обломков выбуренной породы, чтобы использовать его повторно, а обломки выбуренной породы можно удалить экологически приемлемым способом. Вместе с обломками выбуренной породы буровой раствор выносит на поверхность газы, присутствующие в различных слоях формации. Вынос буровым раствором газов на поверхность наблюдается обычно при бурении на депрессии, но может в некоторой степени наблюдаться и при бурении на равновесии или с бурением на репрессии.
На фиг. 1 показана упрощенная технологическая схема процесса, предназначенного для определения параметров, характеризующих скважину, и выделения углерода, согласно описанным здесь вариантам исполнения. Буровой раствор, содержащий газ, произведенный в скважине во время бурения, можно подавать по трубопроводу 10 для текучей среды в сепаратор 12 для бурового раствора/газа, обеспечивающий достаточно большое время пребывания, чтобы буровой раствор подвергся дегазации перед тем, как проводить его регенерацию и направить по трубопроводу 14 для текучей среды на дальнейшую обработку с целью последующей рециркуляции, причем эту обработку можно проводить с использованием вибрационных сит, центрифуг и другого оборудования, предназначенного для отделения обломков выбуренной породы от бурового раствора, и других процессов, известных сведущим в данной области.
Отделенный газ можно выводить из сепаратора 12 для бурового раствора/газа по выкидной линии 16. Формации, в которых проводят бурение, содержат газ разного состава в разном количестве и под разным давлением, поэтому выкидная линия 16 должна обладать достаточно большим размером, рассчитанным на прерывистое поступление или пульсацию объема газа, которая может наблюдаться во время бурения. Газ, образовавшийся при бурении, можно направлять по выкидной линии 16 на последующую обработку с использованием различных процессов 18, в том числе извлечения газа, например, с целью продажи, утилизации газа, например, сжиганием в факельной установке, или утилизации в качестве топлива, или конверсии газа, обычно более легких углеводородов, в более тяжелые углеводороды.
Поступление газа из скважины может оказаться прерывистым, как упоминалось выше, или перемежаемым циркулирующим буровым раствором. Параметры газа, помещенного из бурового раствора, можно использовать, как таковые, для определения параметров, характеризующих пробуриваемую скважину. Так, например, произведенный газ может указывать на тип формации, проницаемость формации и другие характеристики, которые могут помочь при определении оптимальных рабочих параметров бурения, выборе конструкции буровой коронки для формации, обладающей определенными свойствами.
В выкидной линии 16 можно установить один или более датчиков 20, 22, 24, чтобы измерять параметры газа. Так, например, можно использовать термопару 20, преобразователь давления 22 и устройство 24, для измерения потока могут быть использованы соответственно температуры, давления и расхода газа во время его транспортировки из сепаратора 12 для бурового раствора/газа по выкидной линии 16 на последующую обработку с использованием процесса 18. Устройство 24 для измерения потока может быть устройством любого типа, предназначенным для измерения массового или объемного расхода газа, в том числе ультразвуковым устройством для измерения массы, таким как система для измерения расхода газа υΒΌ Оа8 Иоте Ва1е Мс1сг ЗуШст. ультразвуковым прибором для измерения массового расхода газа, таким как прибор О1С1ТАЬТЬО\У ОР868 фирмы Раиатейтс8, поставляемый фирмой ОЕ Ιηύιΐ8ΐπ;·ι1 8еи81и§, инерционными расходомерами, кориолисовыми преобразователями массового расхода или объ- 3 028273 емными расходомерами.
Провода связи 26, 28, 30 можно использовать для передачи данных из измерительных устройств 20, 22, 24 в первое компьютерное устройство 32, которое можно использовать для регистрации и хранения данных, таких как заданные промежутки времени.
Первое компьютерное устройство 32 может содержать программу для определения дополнительных свойств газа. Так, например, расход газа при измеренных температуре и давлении можно пересчитать в объемный расход при стандартных условиях и тем самым получить значение, пригодное для сравнения (поскольку сходные значения объемного расхода газа, измеренные при разных температурах и/или давлениях, не являются сходными индикативными свойствами, предпочитают сравнивать объемные или массовые расходы при определенных стандартных условиях). Кроме того, первое компьютерное устройство 32 может содержать программу, предназначенную для определения средней молекулярной массы газа. Определение значений средней молекулярной массы, массового и/или объемного расхода в пересчете на стандартные условия или других свойств газа может производиться, например, используя уравнения состояния идеального газа или более сложные термодинамические зависимости, включающие такие переменные, как температура, давление, массовая или объемная скорость потока, или другие переменные, подвергающиеся измерению, для расчета или оценки свойств газа. В число переменных, которые можно измерять, определять или фиксировать с помощью первого компьютерного устройства 32, могут входить один или несколько объемных расходов, объемная скорость потока, общий объемный расход, общее время измерения расхода, массовый расход, общий массовый расход, температура газа, давление газа, средняя молекулярная масса, объемный расход при стандартных условиях, действительный объемный расход, коэффициент сжимаемости газа, скорость звука в текучей среде, число Рейнольдса и мгновенная скорость, а также различные измеренные показатели качества сигнала, в том числе регулировки усиления, качество сигнала, уровень сигнала и амплитуды сигнала.
Первое компьютерное устройство 32 может также включать в себя пульт индикации и пульт управления 34 для установления связи с первым компьютерным устройством 32 и для местного или дистанционного просмотра данных датчика. Первое компьютерное устройство 32 может также содержать программу и связные порты 36 для экспорта зарегистрированных данных. Так, например, может потребоваться непрерывно или периодически передавать зарегистрированные данные из первого компьютерного устройства 32 во второе компьютерное устройство 38, в котором может проводиться дальнейший анализ переданных зарегистрированных данных, такой как составление характеристики скважины.
Изготовители датчиков обычно поставляют датчики вместе с ассоциированными устройствами, такими как первое компьютерное устройство 32, причем первое компьютерное устройство запрограммировано так, чтобы оно передавало зарегистрированные данные в определенном выходном формате, таком как текстовый формат, имеющий определенные регистрационные характеристики, заголовки, возвраты каретки, индикаторы начальной точки, индикаторы конечной точки и др., или двоичный формат, содержащий пакеты данных, включающие в себя начальный и концевой индикаторы, контрольные суммы и пр.
Анализ данных с помощью второго компьютерного устройства 38 можно проводить, используя данные в том виде, как они переданы, т.е. в первом выходном формате. Однако второе компьютерное устройство 38 может потребовать иной формат данных, чем был использован в первом компьютерном устройстве 32. В подобном случае может потребоваться преобразовать выходные данные первого компьютерного устройства в выходной формат второго компьютера. Преобразование данных можно производить, например, с помощью преобразующего устройства 40, находящегося между первым и вторым компьютерными устройствами 32, 38. Данные можно передавать в выходном формате первого компьютера по линии передачи 42 из первого компьютерного устройства 32 в преобразующее устройство 40, которое можно также использовать для регистрации и хранения данных. Затем преобразующее устройство 40 может преобразовывать данные из выходного формата первого компьютера в выходной формат второго компьютера, в котором данные можно передавать по линии передачи 44 во второе компьютерное устройство 38. Затем второе компьютерное устройство 38 может анализировать данные измерения датчиков и определения свойств газа, чтобы получить характеристику пробуриваемой скважины.
В некоторых вариантах исполнения преобразователь может преобразовывать данные из первого выходного формата в формат Стандарта для передачи информации с буровой площадки (\М1Т8) или в формат стандарта Маркировочного языка для передачи информации с буровой площадки (^ГТ§МЬ). Могут использоваться и другие стандарты передачи и оригинальные форматы данных, не выходящие за пределы объема и сущности описанных здесь вариантов исполнения, такие как протокол ГОМ фирмы Сеиета1 Е1сс1г1с.
В качестве примера преобразования данных с помощью преобразующего устройства 40 можно передать данные из первого компьютерного устройства в формате, включающем содержимое заголовка и данные, полученные путем измерения или определения, таком как показано ниже.
- 4 028273
| Баба | ТгапзЕег | Бате НеаНег Ыпе 1 | ||
| Баба | ТгапзЕег | Бате НеаНег 1Нпе 2 | ||
| Баба | ТгапзЕег | Бате НеаНег Ыпе 3 | ||
| ЗЬагЬ | Бабе | Бабе | ||
| ЗЕагЬ | Ттте | Ттте | ||
| Уаг1аЫе 1 | Уаг1аЫе 2 | Уаг1аЫе 3 | ||
| НН: ММ | : 33 | УаПаЫе 1 игПЕз | Уаг1аЫе 2 иптЬз | Уаг1аЫе 3 игПЕз |
| Ттте | зЬатр | НаЬа оиЬриЬ | НаЬа оиЬриЬ | НаЬа оиЬриЬ |
Заголовок, который считается содержащим все, кроме последней строки (строки данных) приведенной выше передачи, можно включать для каждой временной отметки или можно передавать периодически согласно протоколу передачи первого компьютерного устройства 32. Так, например, первое компьютерное устройство 32 может передать заголовок перед строкой данных, сделать предусмотренную паузу, а затем послать еще одну строку данных, сделать предусмотренную паузу, а затем послать еще одну строку данных и т.д. Иногда первое компьютерное устройство 32 может передать еще один заголовок, прежде чем продолжать передачу строк данных.
Преобразующее устройство получает данные из измерительного прибора, поэтому заголовок может быть пропущен преобразующим устройством как несоответствующий требуемому формату. Тогда преобразующее устройство может преобразовать строку данных в требуемый выходной формат второго компьютера. Так, например, указанные выше данные можно преобразовать в требуемый формат, такой как выходной формат Ш1Т8, как показано ниже.
& &
ААВВССС.СС
ΣΣΜΜΝΝΝ.NN
ΧΧΥΥΖΖΖ.ΖΖ ι ι
Формат Ш1Т8 начинается с двух символов амперсанд, символа возврата каретки и символа перевода строки. Каждая строка содержит один элемент Ш1Т8 из записи Ш1Т8, и данные снабжены тэгами с номером записи и номером элемента, за которыми следует значение элемента данных. Тэг данных может, например, представлять собой четыре цифры (ААВВ, ЬЬММ, ΧΧΥΥ), причем первые две цифры являются номером записи, а остальные цифры - номером элемента. Остаток строки (ССС.СС, ΝΝΝ.ΝΝ, ΖΖΖ.ΖΖ) представляет собой значение элемента данных. Каждая строка заканчивается символами возврата каретки-перевода строки. После отправления всех значений элементов данных пакет заканчивается строкой из двух восклицательных знаков с последующими символами возврата каретки-перевода строки.
Так, например, передача первого компьютера, содержащая объемный расход, температуру и давление, может содержать заголовок и строку данных, как показано ниже
| ОаЪа ТгапзТег Иате Неа+ег Ыпе 1 | ||||
| ОаЪа ТгапзТег | Иате Неа+ег Ыпе | 2 | ||
| Рака ТгапзТег | Иате Неа+ег Ыпе | 3 | ||
| ЗТагк Раке | Раке | |||
| Зкагк Тате | Тате | |||
| Уо1итекЫс Р1овд Каке | Тетрегакиге | Ргеззиге | ||
| НН:ММ:33 | т3/з | °С | кРа | |
| 07:49:11 А | 11.52 | 32.10 | 13.26 |
Тогда преобразующее устройство, пропускающее заголовок, может послать указанные выше данные, как показано ниже &&
014111.52
014232.10 014313.26 ι ι
В приведенной выше передаче 01 является номером записи, причем Ш1Т8 может определять запись 1 в качестве общих данных в реальном масштабе времени, а 41, 42 и 43 являются номерами элементов. Значениями являются 11.52, 32.10 и 13.26. При передаче пакета Ш1Т8 преобразователь использует три буферизованных значения с тэгами 0141, 0142 и 0143, чтобы создать пакет. Пакет отсылает строки символов амперсанда, значение каждого элемента данных, а затем строку восклицательных знаков.
Хотя преобразующее устройство и показано преобразующим три переменные, согласно описанным здесь вариантам исполнения оно может использоваться для преобразования в требуемый выходной формат любого количества выходных переменных. Например, из первого компьютерного устройства 32 можно передать и четыре, и пять, и шесть, и семь, и десять, и двадцать, и тридцать переменных, преобра- 5 028273 зовать их, как было описано выше, и передать во второе компьютерное устройство 38. Вывод данных из первого компьютерного устройства 32 может зависеть от проводимого анализа и ввода данных, необходимых для составления характеристики скважины.
В некоторых вариантах исполнения, как было упомянуто выше, данные можно хранить и регистрировать в преобразующем устройстве, чтобы избежать потери данных в результате временного прекращения их передачи. Сохраненные или зарегистрированные данные могут находиться в коммуникативном формате либо первого, либо второго компьютера или же в формате, отличающемся от обоих этих форматов.
На фиг. 2 показан способ определения параметров скважины согласно описанным здесь вариантам исполнения. На стадии 200 отделяют газы, образовавшиеся при бурении от бурового раствора или флюида. На стадии 210 измеряют различные свойства выделенного газа с помощью одного или нескольких датчиков. Иногда на стадии 220 можно определять дополнительные свойства газа по значениям измеренных параметров. На стадии 230 можно составить характеристику скважины по измеренным и/или найденным значениям параметров, полученных от одного или нескольких датчиков, измеряющих свойства выделенного газа.
Согласно фиг. 1 анализы одних лишь данных, полученных из газового датчика, таким образом, как было описано выше, могут дать ценные данные для составления характеристики скважины. Однако может понадобиться сгруппировать данные, полученные при анализе газа, с другими данными, полученными при бурении, такими как описано, например, в заявке на патент США № 20080294606, переуступленной компании διηίΐΐι 1п1сгпа11опа1. 1пс., которая включена в данной описание путем ссылки на нее. В число данных, группируемых с данными газового датчика, могут относиться такие переменные, как время, глубина, скорость просачивания, давление в скважине, давление в кольцевом пространстве, температура и скорость вращения буровой коронки, выраженные в оборотах в минуту, или другие переменные, которые могут оказаться доступными или необходимыми составления требуемой характеристики скважины, например данные, полученные от одного или нескольких дополнительных датчиков 46, 48, 50 в скважине. Сгруппированные данные можно затем подвергнуть анализу, чтобы определить различные свойства или характеристики скважины.
На фиг. 3 показан способ определения параметров, характеризующих скважину, согласно описанным здесь вариантам исполнения. На стадии 300 отделяют от бурового раствора флюиды газа, образовавшиеся во время бурения. На стадии 310 измеряют с помощью одного или нескольких датчиков различные свойства отделенного газа, затем передают данные в первое компьютерное устройство для регистрации данных. Иногда можно определять дополнительные свойства газа по значениям параметров, измеренных на стадии 320, где дополнительно найденные параметры можно и регистрировать. На стадии 330 можно преобразовать данные, измеренные датчиком, и/или найденные свойства в первый выводной формат первого компьютерного устройства и передать в преобразующее устройство для преобразования данных во второй выводной формат.
На стадии 350 параллельно с измерением свойств отделенного газа, тех, что были перечислены для стадии 310, можно использовать дополнительные датчики в скважине для измерения различных свойств скважины или буровых параметров, как было описано выше. Затем данные дополнительных датчиков можно передать во второй компьютер на стадии 360. В случае необходимости данные дополнительных датчиков можно дополнительно преобразовать в требуемый формат для использования во втором компьютере.
На стадии 370 можно группировать данные, переданные на стадиях 340 и 360, и анализировать их, чтобы определить параметры, характеризующие скважину. Скважины можно характеризовать, например, каждым из измеренных датчиком в отделенном газе параметров и свойствами газа, найденным по измеренным значениям, и измеренными и/или найденными данными из одного или нескольких дополнительных датчиков.
На стадии 380 можно использовать найденные на стадии 370 параметры, характеризующие скважину, для изменения режима бурения. Так, например, если анализы и определение на стадии 370 параметров, характеризующих скважину, проводить в реальном масштабе времени параллельно бурению, то можно контролировать, менять и/или оптимизировать режим бурения по характеристикам скважины, полученным на стадии 370. Характеристики скважины, найденные на стадии 370, можно также использовать для обучения или иных целей, связанных с будущим или текущим совершенствованием режима бурения.
Помимо определения параметров, характеризующих скважину, и независимо от этого определения можно также использовать системы, предназначенные для измерения во время бурения температуры, давления и расходов выделившегося газа, для определения суммарной величины выделения углерода в процессе бурения. В качестве примера можно напомнить, что один из современных методов определения выделения углерода во время бурения с отрицательным или иным дифференциальным давлением заключается в визуальном наблюдении за факелом и оценке по высоте факела и продолжительности его горения количества газа, вытекающего из скважины через факельную систему. В качестве альтернативы для этой ручной оценки описанные здесь системы и устройство можно использовать для точного измерения
- 6 028273 выделения углерода во время бурения скважины.
На фиг. 4 показан процесс измерения выделения углерода во время бурения скважины согласно описанным здесь вариантам исполнения. На стадии 400 отделяют газы, образовавшиеся во время бурения, от бурового раствора или флюида. На стадии 410 измеряют одним или несколькими датчиками разные свойства выделившегося газа. Иногда можно определять по значениям параметров, измеренным на стадии 420, дополнительные свойства газа, такие, как средняя молекулярная масса и объемный расход в пересчете на стандартные условия. На стадии 430 можно определить по измеренным и/или найденным значениям параметров, полученных из одного или нескольких датчиков, предназначенных для измерения свойств выделившегося газа, суммарное количество выделившегося газа при его транспортировке в течение определенного периода времени.
На фиг. 5 показан процесс совместного определения параметров, характеризующих скважину, и измерения выделений. Стадии этого процесса не отличаются от стадий, описанных выше со ссылкой на фиг. 3, кроме дополнительной стадии 510, предназначенной для определения выделения углерода во время бурения по измеренным на стадии 310 параметрам и/или по найденным на стадии 320 свойствам газа.
Как упоминалось выше, устройства для измерения расхода, пригодные для описанных здесь вариантов исполнения, могут быть устройствами для измерения расхода газа любого типа, включая ультразвуковые устройства для измерения массы, такие, как система для измерения расхода газа ΉΒΌ Са8 Р1оте Ка1е Ме1ет §у81ет, ультразвуковой прибор для измерения массового расхода газа, такой как прибор ΌΙΟ1ТАЬРЬО^ СР868 фирмы Раиатейтск, поставляемый фирмой СЕ 1ийи81г1а1 8еи8ш§, инерционные расходомеры, кориолисовы преобразователи расхода и др.
Расход газа, выделяющегося из скважины во время бурения, может меняться в широких пределах и может определяться особенностями пласта, в котором производится бурение. При бурении пластов с низким или нулевым содержанием газа расход газа может быть очень маленьким; при бурении других пластов расход газа может быть сравнительно большим. Соответственно расходомерные устройства, пригодные для описанных здесь вариантов исполнения, могут использоваться в некоторых вариантах исполнения для измерения скорости течения в диапазоне от 0,05 до 500 фут/с; в других вариантах исполнения в диапазоне от 0,1 до 400 фут/с; в иных вариантах исполнения в диапазоне от 0,175 до 275 или 300 фут/с; а еще в одних вариантах исполнения в диапазоне от 1 до 275 или 300 фут/с. В определенном диапазоне измерения расходомерного устройства в некоторых вариантах исполнения погрешность измерения скорости может составлять ±10%; в других вариантах исполнения находиться в диапазоне от ±1 до 10%; в иных вариантах исполнения находиться в диапазоне от ±2 до 5%; а еще в одних вариантах исполнения составлять ±1 фут/с по всему диапазону скоростей. Аналогичным образом, устройства для измерения температуры и устройства для измерения давления могут обладать выбранным диапазоном и погрешностью измерения, как известно сведущим в данной области. Выбор подходящего диапазона и требуемой погрешности может зависеть от назначения устройства для измерения расхода, в том числе от параметров, характеризующих скважину, измерения выделения углерода и их сочетания.
Компоненты, проходящие через устройство для измерения расхода, и используемое вспомогательное оборудование (устройства для измерения давления, устройства для измерения температуры и пр.) также могут меняться в зависимости от пласта и вышележащих расслоений, в том числе любых осадок, которые могут привести к перебросу жидкостей и/или твердых материалов. Далее, устройства для измерения расхода и используемое вспомогательное оборудование должны выдерживать суровые условия бурения, в том числе выполнять требования электротехнических стандартов, выдерживать вибрацию, противостоять коррозии и внутри, и снаружи устройства и выдерживать другие изменения условий, известные сведущим в данной области. Таким образом, устройства для измерения расхода и вспомогательное оборудование, используемое в описанных здесь вариантах исполнения, должно быть помехостойким, т.е. способным обеспечивать качество и точность измерения при соблюдении экологических и технологических требований, предъявляемых процессом бурения, и требований нормативных документов по эксплуатации подобных устройств.
Как описано выше, описанные здесь варианты исполнения преимущественно измеряют свойства газов, образующихся во время бурения и отделяемых от бурового раствора для определения параметров, характеризующих скважину, или измерения выноса углерода. В некоторых вариантах исполнения свойства газов могут группироваться с данными от дополнительных датчиков, чтобы повысить уровень характеристик скважины при анализе при помощи одних лишь данных от дополнительных датчиков. Кроме повышения уровня характеристик скважины, согласно описанным здесь вариантам исполнения газовые датчики могут успешно использоваться для расчета количества образовавшегося, поданного или утилизированного газа, например, для расчета суммарного выделения углерода. Кроме того, согласно описанным здесь вариантам исполнения системы и процессы могут обеспечить точную оценку выделений в процессе бурения, позволяя оператору составить точный отчет о выделениях для различных правительственных органов, обладающих разными полномочиями. Подобные системы могут также обеспечивать оператору возможность для дальнейшей оптимизации процесса бурения в отношении скорости бурения и суммарных выделений.
- 7 028273
Хотя изобретение было описано с использованием ограниченного числа вариантов исполнения, для сведущих в данной области очевидно, что могут быть предложены и другие варианты исполнения, не выходящие за объем и сущность описанного здесь изобретения. Соответственно объем данного изобретения должен ограничиваться лишь прилагаемой формулой изобретения.
Claims (15)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ определения параметров, характеризующих скважину, согласно которому отделяют в разделительном сосуде бурильный раствор от газа, полученного при бурении скважины, в результате чего получают отделенный газ;транспортируют отделенный газ из разделительного сосуда на последующую обработку; измеряют по меньшей мере одно из температуры и давления только отделенного газа, полученного во время бурения скважины, во время транспортировки с помощью одного или более датчиков;измеряют по меньшей мере одно из массового расхода и объемного расхода только отделенного газа, полученного во время бурения скважины, во время транспортировки с помощью одного или более ультразвуковых датчиков;рассчитывают по меньшей мере одно из объемного расхода при стандартных условиях и средней молекулярной массы отделенного газа, полученного во время бурения скважины, на основе измерения;определяют параметры скважины на основе рассчитанных объемного расхода при стандартных условиях и средней молекулярной массы отделенного газа, полученного во время бурения скважины.
- 2. Способ по п.1, в котором измерение температуры осуществляют с помощью термопары и измерение давления осуществляют с помощью преобразователя давления.
- 3. Способ по п.1, в котором дополнительно определяют суммарное количество отделенного газа, полученного во время бурения скважины, транспортированного за отведенный период времени, на основании по меньшей мере одного из определенного объемного расхода при стандартных условиях и определенной средней молекулярной массы.
- 4. Способ по п.1, в котором дополнительно сохраняют данные, полученные в результате измерения параметров отделенного газа, в первом компьютерном устройстве;передают данные из первого компьютерного устройства в выходном формате первого компьютера; преобразуют данные в выходном формате первого компьютера в выходной формат второго компьютера с помощью преобразующего устройства;передают преобразованные данные во второе компьютерное устройство.
- 5. Способ по п.4, в котором выходной формат первого компьютера представляет собой ГОМ протокол.
- 6. Способ по п.4, в котором дополнительно измеряют по меньшей мере один параметр скважины с помощью по меньшей мере одного датчика, расположенного в скважине;передают измеренные параметры скважины во второй компьютер;определяют параметры, характеризующие скважину, используя каждое из данных скважины и преобразованных данных.
- 7. Способ по п.6, в котором выходной формат второго компьютера представляет собой ГОМ протокола, по меньшей мере один из стандарта передачи данных \У1ТЗ и стандарта передачи данных ^1Т§МЬ.
- 8. Способ по п.6, в котором дополнительно управляют бурением, основываясь на определенных параметрах, характеризующих скважину.
- 9. Система для осуществления способа по любому из пп.1-8, которая содержит разделительный сосуд для отделения бурового раствора от газа, полученного при бурении скважины, в результате чего получают отделенный газ;трубопровод для текучей среды для транспортировки отделенного газа из разделительного сосуда на дальнейшую обработку;один или более ультразвуковых датчиков для измерения по меньшей мере одного из температуры, давления, массового расхода и объемного расхода только отделенного газа, полученного во время бурения скважины, во время транспортировки по трубопроводу для текучей среды;систему анализа данных, выполненную с возможностью определения параметров, характеризующих скважину на основе по меньшей мере одного измеренного свойства.
- 10. Система по п.9, дополнительно содержащая термопару для измерения температуры и датчик давления для измерения давления.
- 11. Система по п.9, которая дополнительно содержит первое компьютерное устройство для хранения данных, собранных датчиком;каналы связи для передачи данных из первого компьютерного устройства в выходном формате первого компьютера;преобразующее устройство для преобразования данных в выходном формате первого компьютера в- 8 028273 выходной формат второго компьютера;каналы связи для передачи преобразованных данных во второе компьютерное устройство.
- 12. Система по п.11, в которой выходной формат первого компьютера представляет собой протоколГОМ.
- 13. Система по п.11, которая дополнительно содержит по меньшей мере один датчик для измерения по меньшей мере одного параметра скважины; каналы связи, выполненные с возможностью передачи измеренных параметров скважины во второе компьютерное устройство;причем система анализа данных выполнена с возможностью анализа по меньшей мере одного параметра скважины и преобразованных данных, чтобы определить параметры, характеризующие скважину.
- 14. Система по п.11, в которой второй выходной формат представляет собой по меньшей мере один из стандарта передачи данных Ш1Т5 и стандарта передачи данных Ш1Т5МЬ.
- 15. Система по п.13, в которой система анализа данных сконфигурирована для определения суммарного количества отделенного газа, полученного во время бурения скважины, транспортированного по трубопроводу для текучей среды за определенный период времени на основании измерений одного или более датчиков.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US15169909P | 2009-02-11 | 2009-02-11 | |
| US24179309P | 2009-09-11 | 2009-09-11 | |
| PCT/US2010/023624 WO2010093626A2 (en) | 2009-02-11 | 2010-02-09 | Apparatus and process for wellbore characterization |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201171036A1 EA201171036A1 (ru) | 2012-02-28 |
| EA028273B1 true EA028273B1 (ru) | 2017-10-31 |
Family
ID=42562253
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201171036A EA028273B1 (ru) | 2009-02-11 | 2010-02-09 | Устройство и способ определения параметров, характеризующих скважину |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9228433B2 (ru) |
| EP (1) | EP2396509B1 (ru) |
| AR (1) | AR075408A1 (ru) |
| BR (1) | BRPI1008053B1 (ru) |
| CA (1) | CA2749573C (ru) |
| EA (1) | EA028273B1 (ru) |
| MX (1) | MX2011007561A (ru) |
| WO (1) | WO2010093626A2 (ru) |
Families Citing this family (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8784545B2 (en) | 2011-04-12 | 2014-07-22 | Mathena, Inc. | Shale-gas separating and cleanout system |
| WO2013170137A2 (en) | 2012-05-11 | 2013-11-14 | Mathena, Inc. | Control panel, and digital display units and sensors therefor |
| USD763414S1 (en) | 2013-12-10 | 2016-08-09 | Mathena, Inc. | Fluid line drive-over |
| GB2537531B (en) * | 2014-01-09 | 2020-11-25 | Halliburton Energy Services Inc | Drilling operations that use compositional properties of fluids derived from measured physical properties |
| US10207277B2 (en) | 2014-06-12 | 2019-02-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Assessment and control of centrifuge operation |
| BR112016029099A2 (pt) * | 2014-07-23 | 2017-08-22 | Halliburton Energy Services Inc | método e módulo sensor para determinar o peso molecular do gás do fluido de formação de poço. |
| WO2016053331A1 (en) * | 2014-10-01 | 2016-04-07 | Landmark Graphics Corporation | Image based transfer of wellsite data between devices in a petroleum field |
| WO2016186616A1 (en) | 2015-05-15 | 2016-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods, apparatus, and systems for injecting and detecting compositions in drilling fluid systems |
| MX2021006427A (es) | 2019-02-12 | 2021-07-02 | Halliburton Energy Services Inc | Correccion del sesgo de sistema de extraccion de gases y muestreo de fluidos. |
| US11231311B2 (en) | 2019-05-31 | 2022-01-25 | Perceptive Sensor Technologies Llc | Non-linear ultrasound method and apparatus for quantitative detection of materials |
| US10996089B2 (en) | 2019-05-31 | 2021-05-04 | Perceptive Sensor Technologies Llc | Non-linear ultrasound method and apparatus for quantitative detection of materials (liquids, gas, plasma) |
| US11401771B2 (en) | 2020-04-21 | 2022-08-02 | Schlumberger Technology Corporation | Rotating control device systems and methods |
| US11187056B1 (en) | 2020-05-11 | 2021-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Rotating control device system |
| US11274517B2 (en) | 2020-05-28 | 2022-03-15 | Schlumberger Technology Corporation | Rotating control device system with rams |
| US11732543B2 (en) | 2020-08-25 | 2023-08-22 | Schlumberger Technology Corporation | Rotating control device systems and methods |
| US11729537B2 (en) | 2020-12-02 | 2023-08-15 | Perceptive Sensor Technologies, Inc. | Variable angle transducer interface block |
| US11788904B2 (en) | 2020-12-04 | 2023-10-17 | Perceptive Sensor Technologies, Inc. | Acoustic temperature measurement in layered environments |
| CA3201085A1 (en) | 2020-12-04 | 2022-06-09 | Lazar Bivolarsky | Acoustic temperature measurement in layered environments |
| US11536696B2 (en) | 2020-12-04 | 2022-12-27 | Perceptive Sensor Technologies, Inc. | In-wall multi-bounce material property detection and acoustic signal amplification |
| WO2022120259A1 (en) | 2020-12-04 | 2022-06-09 | Perceptive Sensor Technologies, Inc. | Apparatus, system, and method for the detection of objects and activity within a container |
| US11604294B2 (en) | 2020-12-04 | 2023-03-14 | Perceptive Sensor Technologies, Inc. | Determining layer characteristics in multi-layered environments |
| CA3201100A1 (en) | 2020-12-04 | 2022-06-09 | Lazar Bivolarsky | Multi-bounce acoustic signal material detection |
| WO2022120273A1 (en) | 2020-12-04 | 2022-06-09 | Perceptive Sensor Technologies, Inc. | Multi-path acoustic signal improvement for material detection |
| WO2022120257A1 (en) | 2020-12-04 | 2022-06-09 | Perceptive Sensor Technologies, Inc. | Systems and methods for determining floating roof level tilt and characterizing runoff |
| EP4271992A1 (en) | 2020-12-30 | 2023-11-08 | Perceptive Sensor Technologies, Inc. | Evaluation of fluid quality with signals |
| WO2023027757A1 (en) * | 2021-08-26 | 2023-03-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optimizing wellbore operations for sustainability impact |
| WO2023154514A1 (en) | 2022-02-11 | 2023-08-17 | Perceptive Sensor Technologies, Inc. | Acoustic signal detection of material composition in static and dynamic conditions |
| WO2024091308A1 (en) | 2022-07-19 | 2024-05-02 | Perceptive Sensor Technologies, Inc. | Acoustic signal material identification with nanotube couplant |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4298572A (en) * | 1980-02-27 | 1981-11-03 | Energy Detection Company | Mud logging system |
| US4635735A (en) * | 1984-07-06 | 1987-01-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for the continuous analysis of drilling mud |
| US4887464A (en) * | 1988-11-22 | 1989-12-19 | Anadrill, Inc. | Measurement system and method for quantitatively determining the concentrations of a plurality of gases in drilling mud |
| US6105689A (en) * | 1998-05-26 | 2000-08-22 | Mcguire Fishing & Rental Tools, Inc. | Mud separator monitoring system |
Family Cites Families (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4765182A (en) * | 1986-01-13 | 1988-08-23 | Idl, Inc. | System and method for hydrocarbon reserve evaluation |
| GB2202047A (en) * | 1987-03-09 | 1988-09-14 | Forex Neptune Sa | Monitoring drilling mud |
| US5237539A (en) * | 1991-12-11 | 1993-08-17 | Selman Thomas H | System and method for processing and displaying well logging data during drilling |
| US5812068A (en) | 1994-12-12 | 1998-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system with downhole apparatus for determining parameters of interest and for adjusting drilling direction in response thereto |
| US6012015A (en) | 1995-02-09 | 2000-01-04 | Baker Hughes Incorporated | Control model for production wells |
| FR2734315B1 (fr) | 1995-05-15 | 1997-07-04 | Inst Francais Du Petrole | Methode de determination des conditions de forage comportant un modele de foration |
| WO1997015749A2 (en) | 1995-10-23 | 1997-05-01 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop drilling system |
| US6002985A (en) | 1997-05-06 | 1999-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of controlling development of an oil or gas reservoir |
| US6044325A (en) | 1998-03-17 | 2000-03-28 | Western Atlas International, Inc. | Conductivity anisotropy estimation method for inversion processing of measurements made by a transverse electromagnetic induction logging instrument |
| US6873267B1 (en) * | 1999-09-29 | 2005-03-29 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for monitoring and controlling oil and gas production wells from a remote location |
| US6349595B1 (en) | 1999-10-04 | 2002-02-26 | Smith International, Inc. | Method for optimizing drill bit design parameters |
| US6424919B1 (en) | 2000-06-26 | 2002-07-23 | Smith International, Inc. | Method for determining preferred drill bit design parameters and drilling parameters using a trained artificial neural network, and methods for training the artificial neural network |
| US20020112888A1 (en) * | 2000-12-18 | 2002-08-22 | Christian Leuchtenberg | Drilling system and method |
| FR2826402B1 (fr) | 2001-06-26 | 2004-02-20 | Schlumberger Services Petrol | Support pour moyen de mesure dans un puits de production d'hydrocarbures |
| US7337660B2 (en) | 2004-05-12 | 2008-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for reservoir characterization in connection with drilling operations |
| FR2883916B1 (fr) * | 2005-04-04 | 2007-07-06 | Geoservices | Procede de determination de la teneur en au moins un gaz donne dans une boue de forage, dispositif et installation associes |
| US20080294606A1 (en) | 2006-02-06 | 2008-11-27 | Smith International, Inc. | Aggregating Web Datastore Server for Drilling Information |
| US20080162056A1 (en) * | 2006-12-29 | 2008-07-03 | Keith Howarth Greaves | Method and apparatus for determination of gas in place |
-
2010
- 2010-02-09 EP EP10741623.2A patent/EP2396509B1/en not_active Not-in-force
- 2010-02-09 MX MX2011007561A patent/MX2011007561A/es active IP Right Grant
- 2010-02-09 WO PCT/US2010/023624 patent/WO2010093626A2/en active Application Filing
- 2010-02-09 EA EA201171036A patent/EA028273B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-02-09 BR BRPI1008053-8A patent/BRPI1008053B1/pt active IP Right Grant
- 2010-02-09 CA CA 2749573 patent/CA2749573C/en active Active
- 2010-02-09 US US13/145,192 patent/US9228433B2/en active Active
- 2010-02-11 AR ARP100100397 patent/AR075408A1/es active IP Right Grant
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4298572A (en) * | 1980-02-27 | 1981-11-03 | Energy Detection Company | Mud logging system |
| US4635735A (en) * | 1984-07-06 | 1987-01-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for the continuous analysis of drilling mud |
| US4887464A (en) * | 1988-11-22 | 1989-12-19 | Anadrill, Inc. | Measurement system and method for quantitatively determining the concentrations of a plurality of gases in drilling mud |
| US6105689A (en) * | 1998-05-26 | 2000-08-22 | Mcguire Fishing & Rental Tools, Inc. | Mud separator monitoring system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BRPI1008053B1 (pt) | 2019-10-15 |
| US9228433B2 (en) | 2016-01-05 |
| BRPI1008053A2 (pt) | 2016-03-15 |
| CA2749573A1 (en) | 2010-08-19 |
| EP2396509A2 (en) | 2011-12-21 |
| EP2396509A4 (en) | 2016-05-25 |
| CA2749573C (en) | 2014-07-22 |
| EA201171036A1 (ru) | 2012-02-28 |
| MX2011007561A (es) | 2011-08-12 |
| EP2396509B1 (en) | 2018-05-30 |
| AR075408A1 (es) | 2011-03-30 |
| WO2010093626A2 (en) | 2010-08-19 |
| WO2010093626A3 (en) | 2010-10-07 |
| US20110284288A1 (en) | 2011-11-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA028273B1 (ru) | Устройство и способ определения параметров, характеризующих скважину | |
| US6109368A (en) | Method and system for predicting performance of a drilling system for a given formation | |
| US5237539A (en) | System and method for processing and displaying well logging data during drilling | |
| CN108713089A (zh) | 基于钻孔流体和钻探录井估计地层性质 | |
| US20240151139A1 (en) | Systems and Methods for Identifying Two or More Charges into Reservoir Using Downhole Fluid Analysis | |
| CN111810119B (zh) | 一种高压碳酸盐岩有水气藏气井产能计算方法 | |
| FR2869067A1 (fr) | Systeme et procede de synthese de champ pour l'optimisation d'un dispositif de forage | |
| EP2686520B1 (en) | Measuring gas losses at a rig surface circulation system | |
| US20230258080A1 (en) | Reservoir fluid property estimation using mud-gas data | |
| Oparin et al. | Energy-based volumetric rock destruction criterion in the rotary–percussion drilling technology improvement | |
| CA3063635A1 (en) | Improvements in or relating to injection wells | |
| US3899926A (en) | Method and apparatus for continual compilation of a well data log | |
| Chowdhury et al. | Production logging and its implementation: a technical review | |
| US20170370207A1 (en) | Method and arrangement for operating an extraction in a borehole | |
| CN104968890A (zh) | 使用惰性气体优化地下井筒及流体的分析的系统和方法 | |
| Sui et al. | Improvement of wired drill pipe data quality via data validation and reconciliation | |
| NO20013116D0 (no) | Fremgangsmåte for å detektere innströmning av fluid fra en formasjon i en brönn under boring, og anordning for utförelse avfremgangsmåten | |
| CN206129270U (zh) | 一种井下随钻钻井液烃类含量分析仪 | |
| Kjorholt et al. | Advanced sand prediction in a user friendly wrapping | |
| Shirkavand et al. | Rock mechanical modelling for a underbalanced drilling rate of penetration prediction | |
| WO2023234782A1 (en) | Calculation of extraction efficiency coefficients for mud-gas analysis | |
| Grover | Technology update: Tool enables complete cased-hole formation evaluation, reservoir saturation modeling | |
| Abugharara | Influence of formation anisotropy and axial compliances on drilling performance | |
| Lucifora et al. | State of the Art Review: Monitoring-While-Drilling for Mining Applications | |
| Hartwell | Permeability testing problems in rock |
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 |