NO335318B1 - Fremgangsmåte for prøvetaking av hydrokarboner fra geologiske formasjoner - Google Patents
Fremgangsmåte for prøvetaking av hydrokarboner fra geologiske formasjoner Download PDFInfo
- Publication number
- NO335318B1 NO335318B1 NO20033488A NO20033488A NO335318B1 NO 335318 B1 NO335318 B1 NO 335318B1 NO 20033488 A NO20033488 A NO 20033488A NO 20033488 A NO20033488 A NO 20033488A NO 335318 B1 NO335318 B1 NO 335318B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- formation
- drilling fluid
- sample
- hydrocarbons
- liquid component
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 71
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 65
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 65
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 51
- 238000005070 sampling Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title description 59
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 56
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 55
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims abstract description 38
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 18
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 16
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims description 15
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims description 14
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 claims description 13
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 claims description 13
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 11
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 9
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 8
- 229920013639 polyalphaolefin Polymers 0.000 claims description 7
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 claims description 6
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 5
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 5
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000002009 diols Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 45
- 239000000047 product Substances 0.000 description 28
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 19
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 19
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 12
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 10
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 10
- 229940088598 enzyme Drugs 0.000 description 10
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 108090000371 Esterases Proteins 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N isobutanol Chemical compound CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 5
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- GXJLQJFVFMCVHG-QXMHVHEDSA-N 2-methylpropyl (z)-octadec-9-enoate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OCC(C)C GXJLQJFVFMCVHG-QXMHVHEDSA-N 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 230000002255 enzymatic effect Effects 0.000 description 3
- 210000004185 liver Anatomy 0.000 description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 150000002905 orthoesters Chemical class 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YIWUKEYIRIRTPP-UHFFFAOYSA-N 2-ethylhexan-1-ol Chemical compound CCCCC(CC)CO YIWUKEYIRIRTPP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 2
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001241 acetals Chemical class 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 2
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000011942 biocatalyst Substances 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000013626 chemical specie Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N dodecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCC(O)=O POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 n-hexyl ester Chemical class 0.000 description 2
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 2
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 2
- 108010093096 Immobilized Enzymes Proteins 0.000 description 1
- 239000005639 Lauric acid Substances 0.000 description 1
- 102000019280 Pancreatic lipases Human genes 0.000 description 1
- 108050006759 Pancreatic lipases Proteins 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- 235000019484 Rapeseed oil Nutrition 0.000 description 1
- XSTXAVWGXDQKEL-UHFFFAOYSA-N Trichloroethylene Chemical compound ClC=C(Cl)Cl XSTXAVWGXDQKEL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000010933 acylation Effects 0.000 description 1
- 238000005917 acylation reaction Methods 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000005904 alkaline hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 1
- 230000036983 biotransformation Effects 0.000 description 1
- 125000002915 carbonyl group Chemical group [*:2]C([*:1])=O 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 230000007073 chemical hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- CRQQGFGUEAVUIL-UHFFFAOYSA-N chlorothalonil Chemical compound ClC1=C(Cl)C(C#N)=C(Cl)C(C#N)=C1Cl CRQQGFGUEAVUIL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000004925 denaturation Methods 0.000 description 1
- 230000036425 denaturation Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000007071 enzymatic hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006047 enzymatic hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 125000000959 isobutyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(C([H])([H])[H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- HGRBZXHCDREPKY-QXMHVHEDSA-N methyl (z)-2-methyloctadec-9-enoate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCC(C)C(=O)OC HGRBZXHCDREPKY-QXMHVHEDSA-N 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000006384 oligomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 238000007248 oxidative elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 229940116369 pancreatic lipase Drugs 0.000 description 1
- 230000037361 pathway Effects 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 1
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 241000894007 species Species 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000008685 targeting Effects 0.000 description 1
- UFTFJSFQGQCHQW-UHFFFAOYSA-N triformin Chemical compound O=COCC(OC=O)COC=O UFTFJSFQGQCHQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004072 triols Chemical class 0.000 description 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
- G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
- G01N33/2823—Raw oil, drilling fluid or polyphasic mixtures
-
- 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
- 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
- E21B21/068—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole using chemical treatment
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Preparation Of Compounds By Using Micro-Organisms (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
En fremgangsmåte for å separere den flytende komponent av borefluidet fra en blanding av oljebasert borefluid og en prøve av formasjonshydrokarbon, som omfatter behandling, f.eks. kjemisk, av blandingen på en måte som selektivt hovedsakelig påvirker den flytende komponent av borefluidet og frembringer et eller flere behandlingsprodukter mens formasjonshydrokarbonet etterlates hovedsakelig upåvirket; og behandlingsproduktene separeres fra behandlingsproduktene ved løsningsmiddelekstraksjon. Den flytende komponent av borefluidet omfatter passende en eller flere estere (som ikke forekommer i signifikante mengder i naturlig forekommende formasjonshydrokarboner) og som kan hydrolyseres til å gi vannoppløselige produkter som lett kan fjernes fra formasjonshydrokarbonet. Oppfinnelsen er anvendbar for prøvetakning av formasjonshydrokarbon ved bruk av formasjonstestere med kabeloppheng eller prøvetakningsverktøy.
Description
Oppfinnelsesområdet
Denne oppfinnelse vedrører prøvetaking av hydrokarboner fra geologiske formasjoner.
Bakgrunn for oppfinnelsen
Under eksplorasjon av en geologisk formasjon som fører olje og/eller gass (hydrokarbon), og under utvikling og styring av ekstraksjon av hydrokarbon derfra, er det viktig å være i stand til å oppnå representative prøver av hydrokarbon fra formasjonen. Det er kjent å gjøre dette ved bruk av brønnhullsformasjons-kabeltestere eller prøvetakingsverktøy som f.eks. Modular Dynamics Formation Tester (MDT) verktøyet fra Schlumberger. For en beskrivelse av dette utstyr se Badry, R., Head, E., Morris, C. og Traboulay. I., "New wireline formation tester techniques and applications", Trans. SPWLA 34th Ann. Logging Symp., Calgary, juni 1993, artikkelen ZZ og Schlumberger, Wireline Formation Testing and Sampling, pp. 10-1 til 10-25, Schlumberger Wireline and Testing, Houston (1996). MDT verktøyet tillater at prøver av hydrokarbon kan innfanges og opprettholdes ved reservoartrykket i forseglede beholdere. Prøvene gjenvinnes ved overflaten og analyseres for å bestemme deres sammensetning (med hensyn til de relative mengder av forskjellige hydrokarboner) og deres faseopptreden (trykk, volum, temperatur eller PVT).
GB 2324322 A beskriver et nedihulls system og fremgangsmåte for å bestemme formasjonsegenskaper.
Tilveiebringelsen av representative hydrokarbonprøver fra permeable formasjoner kan hindres ved flere problemer.
En vesentlig vanskelighet som vanlig opptrer under prøvetagning er forurensning ved inntrengning av signifikante mengder av borefluid. Dette er særlig tilfellet når det anvendes oljebaserte borefluider (også kjent som oljebaserte slam eller OBM). Basisoljen i OBM består vanlig av raffinert mineralolje, uraffinert dieselolje eller såkalt syntetisk olje som f.eks. polyalfaolefiner eller estere avledet fra vegetabilske oljer. OBM omfatter videre oppslemmede faststoffer i form av vektøkningsmiddel (vanlig barytt), filtreringstap kontrollmiddel (vanlig leire) og eventuelt også løsborede faststoffer generert under boring. Den kontinuerlige væskekomponent av OBM (filtratet) er fullstendig blandbart med formasjonshydrokarbonene og det er vanskelig å skjelne filtratet fra formasjonshydrokarbonene. Dette resulterer ofte i at det samles prøver av formasjonshydrokarbon forurenset med filtrat. Slik forurensning resulterer i at det oppnås unøyaktig informasjon vedrørende sammensetning og faseopptreden.
En ytterligere betraktning er lengden av prøvetakningstiden. Mens prøvetakningstider kan forlenges med sikte på initial utpumping av borefluid og forurenset formasjonshydrokarbon slik at sannsynligheten for å oppnå forurensede prøver reduseres, øker lengre prøvetakningstider faren for at prøvetakningsverktøyet og/eller kabelen skal sitte fast i borehullet. Fastsittingen kan bevirkes ved forskjellen i trykkene i borefluidsøylen og permeable formasjoner (såkalt differensial fastsitting) eller ved tilstanden eller geometrien av borehullet (nøkkelslitasjefurer i borehullet, svelling/sammenfalling av skiferseksjoner etc). Det er derfor en direkte konflikt mellom behovet for forlengede prøvetakningstider for å redusere prøveforurensning og behovet for kortere prøvetakningstider for å redusere faren for fastsitting.
Oppsummering av oppfinnelsen
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for å utvinne en prøve av hydrokarboner fra en formasjon, omfattende: boring av et borehull inn i formasjonen ved bruk av et oljebasert borefluid omfattende en kontinuerlig flytende komponent blandbar med hydrokarboner i formasjonen;
en prøve av fluidet omfattende hydrokarboner fra formasjonen forurenset med det oljebaserte borefluid ekstraheres inn i borehullet;
prøven behandles på en måte som selektivt påvirker den kontinuerlige flytende komponent av borefluidet og frembringer minst ett behandlingsprodukt, idet behandlingsproduktet ikke er blandbart med hydrokarboner fra formasjonen;og
separering av behandlingsproduktet fra prøven.
Ytterligere utførelsesformer av fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige patentkrav.
Det beskrives en fremgangsmåte for fra en blanding av oljebasert borefluid (OBM) og en prøve av formasjonshydrokarbon å separere den flytende komponent av borefluidet (filtratet), idet fremgangsmåten omfatter behandling av blandingen på en måte som selektivt hovedsakelig påvirker den flytende komponent av borefluidet, under frembringelse av en eller flere behandlingsprodukter, mens formasjonshydrokarbonet etterlates hovedsakelig upåvirket; og separering av behandlingsproduktet eller produktene fra formasjonshydrokarbonet.
Det beskrives videre en fremgangsmåte for utvinning av en prøve av hydrokarbon fra en formasjon, omfattende boring av et borehull inn i formasjonen ved bruk av et oljebasert borefluid; en prøve av fluidet omfattende hydrokarbon fra formasjonen, eventuelt blandet med det oljebaserte borefluid ekstraheres inn i borehullet; prøven behandles på en måte som selektivt hovedsakelig påvirker og foretrukket selektivt påvirker bare den flytende komponent av borefluidet, under frembringelse av et eller flere behandlingsprodukter, mens formasjonshydrokarbonet etterlates hovedsakelig upåvirket; og behandlingsproduktet eller produktene fjernes for å etterlate en hovedsakelig ikke-forurenset prøve av hydrokarbon fra formasjonen.
Detaljert beskrivelse av foretrukne utførelsesformer
Oppfinnelsen krever anvendelse av et egnet borefluid som tilveiebringer behandlingsprodukt eller produkter, som kan skjelnes fra og kan separeres fra formasjonshydrokarbonet. Borefluidet må da således være i stand til å bli selektivt og forskjellig behandlet slik at det kan skjelnes fra formasjonshydrokarbonet.
Behandlingstrinnet innebærer typisk omvandling av den flytende komponent av borefluidet til to eller flere produkter som kan skjelnes fra formasjonshydrokarbonet.
Behandlingstrinnet kan innebære en eller flere faser.
Typisk innebærer behandlingstrinnet kjemisk behandling av blandingen. I dette tilfellet må borefluidet være kjemisk forskjellig fra formasjonshydrokarbonet.
Den kjemiske behandling innebærer foretrukket en katalytisk reaksjon, passende katalysert ved hjelp av et enzym eller andre lignende biokatalysatorer. Enzymer (og lignende biokatalysatorer) har den fordel at de ofte katalyserer bare meget spesifikke reaksjoner og muliggjør målretting av behandlingen til bare borefluidet. Enzymkatalyserte reaksjoner kan også foregå hurtigere og/eller under mildere betingelser enn det som ellers ville være tilfellet. Hvor det anvendes et enzym er dette ønskelig i immobilisert tilstand, typisk immobilisert på en fast bærer på kjent måte. Anvendelse av et enzym i immobilisert tilstand muliggjør lett kontroll av den lokalitet hvor den enzymkatalyserte reaksjon foregår, ved passende posisjonering av enzymet, slik at oppbyggingen av bearbeidingsutstyret lettes. Videre er immobilisasjon av enzymer kjent å forbedre den termiske stabilitet av enzymer og beskytte dem i en viss grad mot denaturering som ellers ofte iakttas ved høye temperaturer, med derav følgende fordeler i tilfellet av behandling gjennomført nede i borehullet i et prøvetakningsverktøy med kabel hvor betingelser med høyt trykk og temperatur gjerne vil herske. Enzymer avledet fra ekstromofiler kan tilveiebringe robuste katalysatorer egnet til å fungere under ekstreme betingelser for trykk og temperatur som eventuelt kan påtreffes ved hjelp av et prøvetakningsverktøy i kabeloppheng.
I en foretrukket utførelsesform omfatter den flytende komponent av borefluidet en eller flere estere. Estere forekommer ikke i noen signifikante mengder i naturlig forekommende formasjonshydrokarboner og estere er således kjemisk forskjellige fra bestanddelene av formasjonshydrokarboner. I dette tilfellet omfatter behandlingstrinnet passende hydrolyse av esteren til å gi en alkohol og en syre, mens formasjonshydrokarbonet etterlates upåvirket. Hydrolyse av en ester kan gjennomføres under sure eller basiske betingelser passende i avhengighet av esteren, eller kan utføres enzymatisk. Produktene fra hydrolysen, eventuelt etter ytterligere kjemisk behandling av alkoholkomponenten, er generelt vannoppløselige og kan således lett separeres fra formasjonshydrokarbonet, f.eks. ved løsningsmiddelekstraksjon.
Det er spesielt foretrukket å anvende en enzym katalysert reaksjon på grunn av spesifisiteten og andre fordeler nevnt ovenfor; egnede esteraser for hydrolyse av estere er vel kjent og kan fåes i handelen. F.eks. vil eksponering av en blanding av råolje og ester for immobilisert svineleveresterase (PLE) (som f.eks. beskrevet i Heiss, L, Gais, H-S., "Polyethylene glycol monomethyl ether-modified pig liver esterase: preparation, characterization and catalysis of enantioselective hydrolysis in water and acylation in organic solvents", Tetrahedron Lett., 35, 3833, (1995) og referanser anført deri) vil det resultere i en blanding av råolje, alkohol og syre. De siste to komponenter fjernes lett ved hjelp av vandig ekstraksjon og ettersom naturlige råoljer ikke inneholder estere går ikke noen komponenter av reservoar hydrokarbonprøven tapt i denne prosess.
Den generaliserte struktur av noen alifatiske estere for mulig anvendelse i syntetiske oljebaserte borefluider er som følger:
Et bredt område av estere som tilfredsstiller denne generelle formel kan anvendes, med et område av forskjellige kjedelenger (angitt ved n og m), med rettkjedede kjeder (Ri og R2= H) eller forgrenede kjeder for syrekomponenten og/eller rettkjedede kjeder R3og R4= H) eller forgrenede kjeder for alkoholkomponenten. Videre kan syre- og/eller alkoholkomponenten inkludere en eller flere posisjoner med umettethet. Esteren bør velges til å ha egnede egenskaper for å fungere som et borefluid, med hensyn til kjemisk stabilitet etc, som vel kjent på området. Blandinger av estere kan også anvendes.
Som nevnt ovenfor er det kjent å anvende estere i oljebaserte borefluider. De estere som hittil har vært anvendt i boreslam inneholder vanlig en rett kjede forbundet til en forgrenet alkohol. Forgreningen gjør esterne mer vanskelig å hydrolysere under normale betingelser, og tilveiebringer stabilitet i bruk. Visse estere kan hydrolyseres under passende betingelser, f.eks. ved bruk av enzymer, men den resulterende alkohol vil vanlig være lite oppløselig i vann. F.eks. lærer US 5 232 910 et borefluid omfattende isobutyl rapsfrøoljeester, og et ytterligere fluid omfatter oljesyreisobutylester, og US 5 225 554 lærer et borefluid omfattende laurinsyre/n-heksylester. Slike estere kan anvendes ved fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen.
Syreproduktet fra hydrolysen av en ester er generelt meget vannoppløselig når det foreligger i form av et salt.
Alkoholproduktet fra hydrolysen av en ester kan være bare lite oppløselig i vann, som i tilfellet med langkjedede og/eller forgrenede kjedealkoholer. I dette tilfellet kan det være nødvendig eller ytterligere å behandle alkoholen videre, f.eks. ved enzymatisk eller kjemisk oksidasjon, for å frembringe den tilsvarende syre, til å gi et vannoppløselig produkt for lettere separasjon.
Et eksempel på et totrinns behandlingstrinn ifølge denne type er som følger:
Det kan være foretrukket å anvende en ester med en kortkjedet (forgrenet eller lineær) alkoholkomponent (f.eks. isobutanol heller enn 2-etylheksanol som i reaksjonsskjemaet ovenfor) for å gi en vannoppløselig alkohol ved hydrolyse.
En ytterligere mulighet er å anvende estere hvori syrekomponenten er forgrenet, hvor da alkoholkomponenten er forgrenet eller lineær, ettersom dette vil tillate bruk av kortere kjedeestere som er resistente til hydrolyse under normale borebetingelser men som likevel hydrolyserer (f.eks. ved eksponering for en passende esterase) til å gi to små vannoppløselige spesies, som lett kan separeres fra formasjonshydrokarbon. Anvendelsen av a-forgrenede karboksylsyrer, forgrenet ved a karbonatomet tilstøtende karbonatomet i karbonylgruppen kan f.eks. tilføre noen fordeler.
Det er vel kjent at esterne dannet fra a-forgrenede karboksylsyrer fremviser markert motstand mot alkalisk hydrolyse. Den økede hydrolytiske stabilitet av estere dannet med a-forgrenede karboksylsyrer kan muliggjøre anvendelse av syrer med lavere molekylvekt og med en derav følgende reduksjon i viskositeten av borefluidet.
Ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er det således foreslått spesielt å anvende en ester av en a-forgrenet syre, foretrukket med en lineær alkohol. Slike estere har god stabilitet mot hydrolyse under typiske
brønnhullsanvendelsesbetingelser, men er likevel hydrolyserbare under passende betingelser til å gi vannoppløselige produkter. Den a-forgrenede syre er forholdsvis kortkjedet, med opptil 12 karbonatomer. Denne metode har også den ytterligere fordel med å øke vannoppløseligheten av syresaltet som utvikles sammenlignet med oppløseligheten av den ikke-forgrenede syre. Eksempelet vist i det følgende er for 2-metyloljesyremetylester.
En ytterligere mulig metode er å anvende estere av polyoler som dioler og trioler. Anvendelsen av et triglyserid som en ester for boreslam er ikke tidligere foreslått. Disse forbindelser er ekstremt hydrofile og hydrolytisk stabile. De kan imidlertid reduseres f.eks. ved hjelp av svinepankreatisk lipase (se Faber, K Biotransformations in Organic Chemistry, 3rd utgave, 1996, og referanser anført deri) til å gi en høyt vannoppløselig triol og syre. Denne reaksjon lettes ved bruk av tofasede media. Et eksempel er illustrert i det følgende.
Det kan være fordelaktig å anvende en blanding av estere, f.eks. basert på naturlig forekommende vegetabiliske oljer med et område av forskjellige syrekomponenter med forskjellig kjedelengde.
Væskekomponenten av borefluidet kan alternativt eller ytterligere omfatte andre hydrolyserbare kjemiske spesies, f.eks. amider, acetaler og ortoestere. Ikke-hydrolyserbare kjemiske spesies kan alternativt anvendes, f.eks. polyalfaolefiner. Polyalfaolefiner er hydrokarboner fremstilt ved katalytisk oligomerisasjon av lineære a-olefiner med 6 eller flere, vanlig 10 karbonatomer. Polyalfaolefiner med terminal umettethet finnes generelt ikke i signifikante mengder i naturlig forekommende hydrokarboner til stede i formasjonshydrokarbon. Terminale dobbeltbindinger med formen -CH=CH2er blitt identifisert i noen råoljer (se Curiale, J. A. og Frolov, E.B., "Occurrence and origins of olefins in crude oils. A critical review", Organic Geochemistry, 29, 397-408 (1998)). Olefininnholdet i råoljer er typisk i området 0,02-10 vekt % selv om denne øvre konsentrasjon sjeldent oppnås, og 1 til 2 vekt % er mer vanlig. Generelt øker olefininnholdet i en råolje ettersom alderen av reservoaret øker. Det terminale olefininnhold av de fleste råoljer er lavt og tapet av disse olefiner under ekstraksjonen av olefinbasert borefluid vil generelt ha en neglisjerbar virkning på faseopptredenen eller sammensetningen av råoljeprøven. De separerte behandlingsprodukter kan analyseres for å identifisere nærvær av hvilke som helst forbindelser avledet fra olefiner opprinnelig til stede i råoljeprøven. Hvis et unormalt høyt innhold av naturlig forekommende terminale olefiner i reservoarhydrokarbonprøven er mistenkt før prøvetakingen kan en ester- eller annen ikke-olefinbasert olje anvendes i borefluidet. Med alle slike borefluider må behandlingstrinnet i hvert tilfelle være passende tilpasset til å gi et eller flere produkter som kan separeres fra formasjonshydrokarbonet.
Med f.eks. polyalfaolefiner kan det anvendes en enzymatisk eller annen kjemisk prosess som omvandler slike forbindelser til vannoppløselige materialer. For en drøftelse av enzymatiske prosesser, se Faber henvisningen nevnt ovenfor. For andre kjemiske metoder se March, J., Advanced Organic Chemistry, 4th utg., pp. 336-340, Wiley-lnterscience, New York (1992). Andre eventualiteter for denne prosess inkluderer oksidativ spaltning av olefinene og etterfølgende ytterligere oksidasjon til den tilsvarende diol eller karboksylsyre, som begge er oppløselige i vandige media. Denne metode kunne oppnås ved bruk av en rekke forskjellige reaksjonsskjemaer. To mulige reaksjonsveier er vist skjematisk herunder:
Med denne metode er det viktig å bemerke at de terminale dobbeltbindinger som finnes bare i borefluidfiltratet kan skjelnes fra de ikke-terminale dobbeltbindinger som finnes i de naturlig forekommende hydrokarboner i oljeprøvene.
Amider, acetaler og ortoestere er funksjonaliteter som kan hydrolyseres til å gi alkoholer og polare funksjonaliteter som vanlig er vannoppløselige. Kjemisk eller enzymatisk hydrolyse av disse molekyler gir produkter som ekstraheres inn i vandige media. Et eksempel er vist i det følgende for en ortoester.
Separasjonstrinnet anvender fordelaktig en fysisk separasjonsmetode. Passende metoder kan lett bestemmes og velges under hensyntagen til beskaffenheten og egenskapene av behandlingsproduktet eller produktene. En fordelaktig separsjonsmetode er løsningsmiddelekstraksjon. Hvor behandlingsproduktet er produktene er vannoppløselig, som drøftet i det foregående, kan de lett fjernes fra det vannuoppløselige formasjonshydrokarbon i blandingen under behandling, ved ekstraksjon inn i vann på kjent måte. Annen løsningsmiddelekstraksjon ved bruk av andre løsningsmidler eller blandinger av løsningsmidler kan anvendes i enkelte tilfeller: f.eks. kan dårlig vannoppløselige alkoholprodukter fra hydrolyse av estere, som drøftet ovenfor, ekstraheres på kjent måte inn i en blanding av vann og alkohol.
Oppfinnelsen er anvendbar for prøvetagning av formasjonshydrokarbon ved bruk av formasjonstestere med kabeloppheng eller prøvetagningsverktøy som f.eks. Schlumbergers MDT verktøy, som drøftet i det foregående. Verktøyet anvendes på konvensjonell måte for å oppnå en prøve som antas å være formasjonshydrokarbonet, eventuelt forurenset med oljebasert borefluid. Oppslemmede faststoffer vil generelt bli initialt fjernet på konvensjonell måte, vanlig ved fysiske filtreringsmetoder, for å etterlate formasjonshydrokarbonet eventuelt blandet med borefluidfiltrat. Ved bearbeiding av denne blanding ved hjelp av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan filtratet, hvis til stede, fjernes og etterlate en hovedsakelig ren prøve av formasjonshydrokarbon klar for analyse.
Bearbeidingen ved hjelp av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan utføres in situ i verktøyet under brønnhullsbetingelser eller ved overflaten under mindre krevende betingelser, f.eks. i et laboratorium.
Sensorer i produksjonslinjen kan anvendes for å overvåke prosessen. F.eks. kan den optiske fluidanalysator (OFA) i verktøyet anvendes for å overvåke prosessen i prøvetakningsverktøyet med kabeloppheng, eller et lignende spektrometer eller annen sensor kan anvendes for å overvåke prosessen i et laboratorium. En sensoranordning i produksjonslinjen vil tillate endringer i blandingen som skal overvåkes før og etter behandling og separasjon. Ved denne kontinuerlige behandlings/separasjons-overvåkningsprosess vil tillate at grenseprosessen kan gjennomføres i en optimalt takt, og ved å overvåke prosessen er det mulig å bestemme når renseprosessen er fullstendig. Når sensoren har bestemt at det ikke er noen ytterligere endring i sammensetningen av blandingen indikerer dette at renseprosessen er fullstendig; formasjonshydrokarbonprøven kan da betraktes som forurensningsfri.
Evnen til å fjerne forurensende borefluidfiltrat fra en formasjonshydrokarbonprøve unngår behovet for langvarige prøvetakningstider, slik at faren for verktøyfastsitting reduseres.
I et ytterligere aspekt tilveiebringer oppfinnelsen en fremgangsmåte for å utvinne en prøve av et hydrokarbon fra en formasjon, omfattende boring av et borehull inn i formasjonen ved bruk av et oljebasert borefluid; en prøve av fluid omfattende hydrokarbon fra formasjonen, eventuelt blandet med det oljebaserte borefluid, ekstraheres inn i borehullet; prøven behandles på en måte som selektivt hovedsakelig påvirker og foretrukket selektivt påvirker bare den flytende komponent av borefluidet, under frembringelse av et eller flere behandlingsprodukter, mens formasjonshydrokarbonet etterlates hovedsakelig upåvirket; og behandlingsproduktet eller produktene fjernes for å etterlate en hovedsakelig ikke-forurenset prøve av hydrokarbon fra formasjonen.
Prøveekstraksjon gjennomføres passende ved bruk av en brønnhullsformasjonstester med kabeloppheng eller prøvetakningsverktøy som f.eks. et MDT verktøy fra Schlumberger.
Oppfinnelsen skal beskrives ytterligere i illustrerende hensikt i det følgende eksempel.
Eksempel
En blanding av formasjonshydrokarbon og den oljeoppløselige ester isobutyloleat ble fremstilt for å simulere en prøve av hydrokarbon forurenset med oljebasert borefluidfiltrat omfattende isobutyloleat. Blandingen ble sirkulert over en overflate som førte immobilisert esterase, f.eks. svineleveresterase som referert til i det foregående. Dette resulterer i hydrolyse av esteren til å gi oljesyre og isobutanol, mens formasjonshydrokarbonet ble etterlatt upåvirket. Blandingen ble så brakt i kontakt med en svakt basisk vandig oppløsning (inneholdende f.eks. kaliumkarbonat) hvori den vannoppløselige alkoholisobutanol oppløses, og det vannoppløselige metallsalt av oljesyren. Den vandige oppløsning separeres fra det ikke-blandbare formasjonshydrokarbon, og etterlater en prøve av formasjonshydrokarbon fri for forurensning. Prosessen illustreres i det følgende reaksjonsskjema:
Denne metode kan anvendes under ekstraksjon av hydrokarbonprøver fra en formasjon, f.eks. ved å anvende et Schlumberger Modular Dynamics Formation Tester (MDT) verktøy, ved bruk av et oljebasert borefluid hvori oljen er isobutyloleat.
Hydrolyse/separasjonsprosessen kan utføres i prøvetakningsverktøyet med kabeloppheng ved reservoarbetingelser eller i et laboratorium ved omgivelsenes temperatur. Sensorer i produksjonslinjen kan anvendes for å overvåke prosessen. F.eks. kan den optiske fluidanalysator (OFA) i verktøyet anvendes for å overvåke prosessen i prøvetakningsverktøyet med kabeloppheng, eller et lignende spektrometer eller annen sensor kan anvendes for å overvåke laboratorieprosessen. En sensoranordning i produksjonslinjen vil tillate at endringer i blandingen kan overvåkes før og etter kontakt med det immobiliserte enzym. Denne kontinuerlige ekstraksjons/overvåkningsprosess vil tillate at renseprosessen kan foregå med en optimal takt og denne prosess kan overvåkes for å bestemme når prosessen er fullstendig. Når sensoren har bestemt at prosessen er fullstendig (dvs. at det ikke er noen ytterligere endring i sammensetningen av blandingen) kan prøven da betraktes som forurensningsfri.
Claims (13)
1. Fremgangsmåte for å utvinne en prøve av hydrokarboner fra en formasjon, omfattende: boring av et borehull inn i formasjonen ved bruk av et oljebasert borefluid omfattende en kontinuerlig flytende komponent blandbar med hydrokarboner i formasjonen; en prøve av fluidet omfattende hydrokarboner fra formasjonen forurenset med det oljebaserte borefluid ekstraheres inn i borehullet; prøven behandles på en måte som selektivt påvirker den kontinuerlige flytende komponent av borefluidet og frembringer minst ett behandlingsprodukt, idet behandlingsproduktet ikke er blandbart med hydrokarboner fra formasjonen;og separering av behandlingsproduktet fra prøven.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori behandlingstrinnet innebærer kjemisk behandling av blandingen.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvori den kjemiske behandling innebærer en enzymkatalysert reaksjon.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, hvori enzymet er i immobilisert tilstand.
5. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, hvori den flytende komponent av borefluidet omfatter en eller flere estere.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, hvori borefluidet omfatter en ester av en ct-forgrenet syre.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 5 eller 6, hvori behandlingstrinnet omfatter hydrolyse av esteren til å gi en alkohol og en syre.
8. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, hvori den flytende komponent av borefluidet omfatter poly(alfaolefiner).
9. Fremgangsmåte ifølge krav 8, hvori behandlingstrinnet omfatter en eller flere oksidasjoner av poly(alfaolefinene) for å oppnå dioler eller karboksylsyrer.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, hvori oksidasjonen eller oksidasjonene foretas enzymatisk eller kjemisk.
11. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, hvori separasjonstrinnet anvender en fysisk separasjonsmetode.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 11, hvori separasjonstrinnet omfatter løsningsmiddelekstraksjon.
13. Fremgangsmåte ifølge et av de foregående krav, hvori prøveekstraksjonen gjennomføres ved bruk av en brønnhullsformasjonstester med kabeloppheng eller et prøvetakningsverktøy.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB0103004A GB2372040B (en) | 2001-02-07 | 2001-02-07 | Improvements in or relating to sampling of hydrocarbons from geological formations |
| PCT/GB2002/000448 WO2002063295A1 (en) | 2001-02-07 | 2002-02-01 | Sampling of hydrocarbons from geological formations |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20033488L NO20033488L (no) | 2003-08-06 |
| NO20033488D0 NO20033488D0 (no) | 2003-08-06 |
| NO335318B1 true NO335318B1 (no) | 2014-11-10 |
Family
ID=9908267
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20033488A NO335318B1 (no) | 2001-02-07 | 2003-08-06 | Fremgangsmåte for prøvetaking av hydrokarboner fra geologiske formasjoner |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7094736B2 (no) |
| CA (1) | CA2433770C (no) |
| GB (1) | GB2372040B (no) |
| NO (1) | NO335318B1 (no) |
| WO (1) | WO2002063295A1 (no) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7195063B2 (en) * | 2003-10-15 | 2007-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole sampling apparatus and method for using same |
| US7565835B2 (en) | 2004-11-17 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for balanced pressure sampling |
| US7546885B2 (en) * | 2005-05-19 | 2009-06-16 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for obtaining downhole samples |
| US7428925B2 (en) * | 2005-11-21 | 2008-09-30 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore formation evaluation system and method |
| US20080087470A1 (en) | 2005-12-19 | 2008-04-17 | Schlumberger Technology Corporation | Formation Evaluation While Drilling |
| US7367394B2 (en) | 2005-12-19 | 2008-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Formation evaluation while drilling |
| US7926568B2 (en) * | 2006-08-10 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Non-acid acidizing methods and compositions |
| US7921912B2 (en) * | 2006-08-10 | 2011-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Non-acid acidizing methods and compositions |
| US9429014B2 (en) | 2010-09-29 | 2016-08-30 | Schlumberger Technology Corporation | Formation fluid sample container apparatus |
| EP2444802A1 (en) * | 2010-10-22 | 2012-04-25 | Geoservices Equipements | Device for analyzing at least one hydrocarbon contained in a drilling fluid and associated method. |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3369345A (en) | 1965-08-16 | 1968-02-20 | Nat Lead Co | Process for separating and collecting gas from a liquiform sample |
| US4174629A (en) | 1978-10-25 | 1979-11-20 | Atlantic Richfield Company | Detection of drilling oil filtrate invasion in a core |
| US4936139A (en) * | 1988-09-23 | 1990-06-26 | Schlumberger Technology Corporation | Down hole method for determination of formation properties |
| US5232910A (en) | 1988-12-19 | 1993-08-03 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Use of selected ester oils in drilling fluids and muds |
| US5252554A (en) | 1988-12-19 | 1993-10-12 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Drilling fluids and muds containing selected ester oils |
| US5165477A (en) * | 1990-12-21 | 1992-11-24 | Phillips Petroleum Company | Enzymatic decomposition of drilling mud |
| GB9104491D0 (en) * | 1991-03-04 | 1991-04-17 | Archaeus Tech Group | Stimulation of oil production |
| FR2727130B1 (fr) * | 1994-11-21 | 1996-12-20 | Elf Aquitaine | Procede de pretraitement enzymatique des deblais de forage |
| US5881813A (en) * | 1996-11-06 | 1999-03-16 | Bj Services Company | Method for improved stimulation treatment |
| US6092416A (en) * | 1997-04-16 | 2000-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Downholed system and method for determining formation properties |
| GB2332223B (en) | 1997-12-13 | 2000-01-19 | Sofitech Nv | Viscoelastic surfactant based gelling composition for wellbore service fluids |
-
2001
- 2001-02-07 GB GB0103004A patent/GB2372040B/en not_active Expired - Fee Related
-
2002
- 2002-02-01 CA CA002433770A patent/CA2433770C/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-02-01 US US10/451,856 patent/US7094736B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-02-01 WO PCT/GB2002/000448 patent/WO2002063295A1/en not_active Application Discontinuation
-
2003
- 2003-08-06 NO NO20033488A patent/NO335318B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20040106524A1 (en) | 2004-06-03 |
| NO20033488L (no) | 2003-08-06 |
| WO2002063295A1 (en) | 2002-08-15 |
| US7094736B2 (en) | 2006-08-22 |
| GB0103004D0 (en) | 2001-03-21 |
| CA2433770C (en) | 2010-01-19 |
| CA2433770A1 (en) | 2002-08-15 |
| NO20033488D0 (no) | 2003-08-06 |
| GB2372040A (en) | 2002-08-14 |
| GB2372040B (en) | 2003-07-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO335318B1 (no) | Fremgangsmåte for prøvetaking av hydrokarboner fra geologiske formasjoner | |
| US6645769B2 (en) | Reservoir monitoring | |
| US4833915A (en) | Method and apparatus for detecting formation hydrocarbons in mud returns, and the like | |
| EP0543944A1 (en) | METHOD AND APPARATUS FOR COLLECTING AND ANALYZING INTERSTICAL GAS / LIQUID SAMPLES AT A DETERMINED DEPTH IN A SUBTERRANEAN FORMATION. | |
| NO20062180L (no) | Nedihulls-verktøy og fremgangsmåte for estimering av en egenskap ved et fluid. | |
| RU2009115957A (ru) | Испытание пласта и пробоотборник с устройством взятия керна | |
| US20110284219A1 (en) | Direct measurement of fluid contamination | |
| FR2861127A1 (fr) | Appareil d'echantillonnage de fond et methode d'utilisation de celui-ci | |
| ATE367449T1 (de) | Nachweis biologischer moleküle mittels differentieller aufteilung von enzymsubstraten und -produkten | |
| AU2013338176B2 (en) | Chemically tagged polymers for simplified quantification and related methods | |
| WO2004022785B1 (en) | Methods detecting, characterising and monitoring hydrocarbon reservoirs | |
| US11255189B2 (en) | Methods to characterize subterranean fluid composition and adjust operating conditions using MEMS technology | |
| AU2004201659B2 (en) | Optical fluid analysis signal refinement | |
| NO20221041A1 (en) | Methods to activate downhole tools | |
| US3722606A (en) | Detecting abnormal formation pressure during drilling of a well | |
| US20040014223A1 (en) | Method intended for chemical and isotopic analysis and measurement on constituents carried by a drilling fluid | |
| US3180142A (en) | Method for testing multiple completion wells | |
| Larsen et al. | Significance of troublesome sulfate-reducing prokaryotes (SRP) in oil field systems | |
| EG15108A (en) | Method and apparatus for obtaining selected samples of forming fluid | |
| US4174629A (en) | Detection of drilling oil filtrate invasion in a core | |
| Okoro et al. | One stage process removal of filter cake using micro emulsion | |
| Elemuo et al. | The use of biological catalyst (enzyme) for enhanced oil recovery in Niger Delta | |
| US20230193756A1 (en) | Recycled Isotope Correction | |
| RU2105879C1 (ru) | Способ измерения концентрации пластовых флюидов в буровом растворе | |
| Carpenter | Near-Real-Time Tracer Data Optimizes Well Cleanups in the Nova Field |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |