NO343973B1 - Verktøy for evaluering av fluid nede i borehullet, og fremgangsmåte for det samme. - Google Patents

Verktøy for evaluering av fluid nede i borehullet, og fremgangsmåte for det samme. Download PDF

Info

Publication number
NO343973B1
NO343973B1 NO20084268A NO20084268A NO343973B1 NO 343973 B1 NO343973 B1 NO 343973B1 NO 20084268 A NO20084268 A NO 20084268A NO 20084268 A NO20084268 A NO 20084268A NO 343973 B1 NO343973 B1 NO 343973B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
fluid
sample
pressure
acoustic
properties
Prior art date
Application number
NO20084268A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20084268L (no
Inventor
Rocco Difoggio
Original Assignee
Baker Hughes A Ge Co Llc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Baker Hughes A Ge Co Llc filed Critical Baker Hughes A Ge Co Llc
Publication of NO20084268L publication Critical patent/NO20084268L/no
Publication of NO343973B1 publication Critical patent/NO343973B1/no

Links

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N1/00Sampling; Preparing specimens for investigation
    • G01N1/02Devices for withdrawing samples
    • G01N1/10Devices for withdrawing samples in the liquid or fluent state
    • G01N1/14Suction devices, e.g. pumps; Ejector devices
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00Testing 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
    • E21B49/08Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00Testing 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
    • E21B49/08Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • E21B49/081Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells with down-hole means for trapping a fluid sample
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00Testing 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
    • E21B49/08Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • E21B49/10Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells using side-wall fluid samplers or testers
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N29/00Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
    • G01N29/02Analysing fluids
    • G01N29/024Analysing fluids by measuring propagation velocity or propagation time of acoustic waves
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N29/00Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
    • G01N29/22Details, e.g. general constructional or apparatus details
    • G01N29/227Details, e.g. general constructional or apparatus details related to high pressure, tension or stress conditions
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2291/00Indexing codes associated with group G01N29/00
    • G01N2291/02Indexing codes associated with the analysed material
    • G01N2291/028Material parameters
    • G01N2291/02818Density, viscosity
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2291/00Indexing codes associated with group G01N29/00
    • G01N2291/02Indexing codes associated with the analysed material
    • G01N2291/028Material parameters
    • G01N2291/02872Pressure
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2291/00Indexing codes associated with group G01N29/00
    • G01N2291/04Wave modes and trajectories
    • G01N2291/044Internal reflections (echoes), e.g. on walls or defects
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N9/00Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity
    • G01N9/002Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity using variation of the resonant frequency of an element vibrating in contact with the material submitted to analysis
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N9/00Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity
    • G01N9/24Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity by observing the transmission of wave or particle radiation through the material

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Hydrology & Water Resources (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
  • Measuring Arrangements Characterized By The Use Of Fluids (AREA)

Description

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
Oppfinnelsens fagområde
Oppfinnelsen vedrører et verktøy for evaluering av et nedihulls fluid, og en fremgangsmåte som angitt i ingressen til de selvstendige krav.
Beskrivelse av teknikkens stilling
I ulike industrielle prosesser som innbefatter fluidmateriale, er det nyttig å kjenne egenskapene til fluidene som er involvert. Slike egenskaper innbefatter for eksempel densitet, kompressibilitet og akustisk impedans. I mange anvendelser, som for eksempel i oljeboring og produksjon, er fluidegenskaper av særlig interesse. Reservoaringeniører har behov for å kjenne tilstandsligningen (EOS) til nedihulls fluider, spesielt hydrokarbonfluider, for å komme frem til den optimale måten å produsere fra et reservoar. En tilstandsligning er en termodynamisk ligning som viser relasjonen mellom en fluids trykk, volum og temperatur. Den enkleste tilstandsligningen er den velkjente ligningen PV = nRT for en ideell gass. Imidlertid er den ideelle gassligningen ikke brukbar nede i borehullet fordi selv ren metangass, ved nedihulls trykk og temperaturer, er langt fra å være en ideell gass. Tilstandsligningene for likvider er mye mer komplekse og ofte halv-empiriske. Det finnes "PVT"-laboratorier som spesialiserer seg på å utføre trykk, volum og temperaturanalyser på innhentede hydrokarbonprøver.
Forsøk på å korrelere ulike fysiske fluidegenskaper med akustiske målinger er kjent. Imidlertid gjør ingen av disse andre nedihulls akustiske fremgangsmåtene akustiske målinger ved mange trykk eller forsøker å bestemme et fluids EOS eller dets EOS-parametre (virial-koeffisienter) for å estimere fluidegenskaper. For eksempel fremvises i US- patentet 6 957 700, datert oktober 2005 med tittelen "Selvkalibrerende ultrasonisk fremgangsmåte for på stedet -måling av akustiske egenskaper ved borehullfluid", verktøy og fremgangsmåter som bestemmer den akustiske impedansen til borefluid ved å benytte refleksjoner fra en presis metallskive. Den beskriver ikke det å foreta akustiske målinger mens fluidtrykket endrer seg for å bestemme en EOS eller andre fluidegenskaper.
Et eksempel, som ikke beskriver bruk nede i borehullet, vises i US- patentet 6 763 698, datert 20. juli 2004 med tittelen "Selvkalibrerende system og teknikk for ultrasonisk bestemmelse av fluidegenskaper." I dette patentet innbefatter et system og en teknikk for bestemmelse av fluidegenskaper en ultrasonisk transduser på en første overflate på et massivt element. En langsgående ultrasonisk puls leveres gjennom det massive elementet og en flerfoldighet av pulsekkoer forårsaket av refleksjoner av den ultrasoniske pulsen mellom massiv-fluid-grensesnittet og transduser-massiv-grensesnittet blir detektert og prosessert. Hastigheten til ultralyden i fluidet blir bestemt og fluiddensiteten blir bestemt som en funksjon av ultralydhastigheten og den fastslåtte akustiske egenskapen. Den beskriver ikke det å gjøre akustiske målinger mens fluidtrykket forandrer seg for å bestemme en EOS eller andre fluidegenskaper.
Publikasjonen US 2003/0033866 (A1) viser en anordning og en fremgangsmåte for prøvetaking av nedihullsvæsker.
Omfattende analyser og prøver fra grunnen blir ofte fullført ved et PVT-laboratorium ved overflaten etter at prøvetankene er samlet inn fra et borehull. Gitt at prøvetakingen kan foretas på dybder der miljøet befinner seg ved forholdsvis høy temperatur og høyt trykk, forstår man at det er en finstemt balanse for oppløste komponenter inne i en innhentet prøve. Dette er grunnen til at en prøve kan forandres ganske vesentlig ganske enkelt ved at den hentes opp til overflaten (der temperaturer og trykk er vesentlig lavere). Asfaltener og voks kan felles ut av løsningen og det kan ta uker med agitasjon i laboratoriet ved høy temperatur og høyt trykk (en krevende oppgave kalt "rekombinasjon") for å få disse komponentene tilbake i oppløsning. Av denne årsaken har ulike prøvetakingsteknikker innbefattet visse protokoller for å overvinne slike problemer og samtidig bevare prøvens integritet. En slik teknikk innbefatter å sette en prøve under overtrykk (med typisk flere tusen psi over formasjonstrykket) inne i prøvekammeret for å begrense eller forhindre separering til to faser, eller utfelling av visse komponenter inne i prøvene, etter hvert som prøvene krymper på grunn av avkjøling når de returnerer til overflaten. Imidlertid er det, når dette er mulig, fortsatt å foretrekke å foreta slike målinger av fluidegenskaper på stedet som beskrevet i den foreliggende oppfinnelsen. Å foreta målingen nede i borehullet sikrer at fluidprøven er i en forholdsvis opprinnelig tilstand. Det er også et begrenset antall prøvekammer som kan anvendes ved en enkelt kjøring av verktøyet. For å teste fluidene i flere soner enn en, i brønnen, har prøvekamre gjort det nødvendig å gjøre måling nede i borehullet eller å foreta en rundtur ned i borehullet med verktøyet.
Dagens teknikker for bruk av akustiske signaler for å bestemme eller estimere fysiske eller kjemiske egenskaper ved en prøve som er tatt i borehullet, klarer ikke å skaffe tilveie visse ønskede på-stedet-analyser av prøver nede i grunnen. Nærmere bestemt tar ikke dagens teknikker som anvender akustiske signaler til prøveanalyser akustiske målinger ved et flertall trykk. De bruker heller ikke endringer i akustiske egenskaper med trykket, for å estimere en EOS eller andre fluidegenskaper.
Det er kjent at det å utsette et fluid for trykk vil endre dettes akustiske egenskaper og at man kan innhente mer informasjon om fluidegenskaper ut ifra hvor raskt disse akustiske egenskapene ender seg med trykket. For eksempel kan det refereres til en tidsskriftsartikkel med tittelen: "Nonlinear Ultrasonics to Determine Molecular Properties of Pure Liquids," Sehgal, CM., Ultrasonics Vol. 33, Nr. 2, 1995, side 155-161. Denne artikkelen sier at bølgeforplantning gjennom kondenserte media i utgangspunktet er ikke-lineær og presenterer atskillige forhold mellom fluidegenskaper og hastighetsendringen til lydhastigheten relatert til trykket.
Det man har behov for, er en teknikk for å evaluere en formasjonsfluidprøve på stedet og som tilveiebringer noen av analysene som tidligere bare var tilgjengelige fra et PVA-laboratorium på overflaten.
SAMMENDRAG AV OPPFINNELSEN
Det beskrives et apparat for evaluering av en prøve, inkludert et verktøy som er forberedt for plassering i et borehull og til å motta fluidprøven i et prøvekammer, der prøvekammeret er i stand til å endre trykket i fluidprøven og har minst en akustisk transduser koblet til prøvekammeret og der den akustiske transduseren skal evaluere fluidprøven i en trykksatt tilstand med minst ett akustisk signal.
Det beskrives også en fremgangsmåte for evaluering av egenskaper til en fluidprøve, fremgangsmåten for plassering av et verktøy inn i et borehull; endring av trykket på fluidprøven; sending av minst ett akustisk signal inn i fluidprøven; og analyse av det minst ene akustiske signalet for å evaluere egenskapene til fluidprøven.
Videre beskrives et dataprogramprodukt som er lagret på et datamaskinlesbart medium, der produktet innbefatter instruksjoner for evaluering av egenskaper ved fluidprøven i et miljø nede i borehullet ved å: endre trykket i fluidprøven inne i et prøvekammer; sende minst ett akustisk signal inn i fluidprøven; og analysere det minst ene akustiske signalet for å evaluere egenskapene til fluidprøven.
Eksempler på visse egenskaper ved oppfinnelsen er her belyst ganske bredt, slik at den detaljerte beskrivelsen av disse som følger nedenfor blir lettere å forstå og for at man kan sette pris på de bidragene til teknikkens stand som de representerer. Det er naturligvis flere egenskaper ved oppfinnelsen som nedenfor vil bli beskrevet og som vil danne grunnlag for kravene som her er tilføyd.
Et første aspekt av foreliggende oppfinnelse vedrører et verktøy for evaluering av et nedihulls fluid, omfattende: et prøvekammer tilpasset for plassering av fluidet inne i dette, en pumpe for tilveiebringelse av fluidkommunikasjon med fluidet;
en transduser for tilveiebringelse av akustisk kommunikasjon med fluidet; og
en prosessor i datakommunikasjon med transduseren og pumpen;
kjennetegnet ved at:
prosessoren er tilpasset til å endre fluidets trykk, eksitere transduseren og å motta akustiske data og beregne endringshastigheten for lydhastighet i fluidet.
Et andre aspekt av foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for evaluering av en egenskap ved et fluid, kjennetegnet ved at:
å motta fluidet inn i et prøvekammer;
å endre et trykk på fluidprøven;
å sende minst ett akustisk signal inn i fluidprøven; og å analysere det minst ene akustiske signalet for å evaluere endringshastigheten til lydhastigheten i fluidet med trykket.
Mulige utførelsesformer av oppfinnelsen er angitt i de uselvstendige kravene 2-8 og 10-19.
ENKEL BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
For en detaljert forståelse av den foreliggende oppfinnelsen vises det til det følgende "DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN" sett i sammenheng med de tilhørende tegningene, der like elementer er gitt de samme henvisningstall og der:
Figur 1 viser 2 viser sider ved undersjøisk prøvetaking i brønnhullet;
Figur 2 viser sider ved et prøvetakingsverktøy i brønnhullet;
Figur 3 viser en forbindelsesledning som fører til en prøvebeholder der prøven kan settes under overtrykk; og
Figur 4 viser en fremgangsmåte for bestemmelse av fysiske forhold ved prøven.
Den detaljerte beskrivelsen forklarer de foretrukne utførelsesformene av oppfinnelsen, sammen med fordeler og egenskaper, som eksempler med referanse til figurene.
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
Med henvisning til Figur 1, der et tverrsnitt av jordformasjoner 10 langsetter lengden av en penetrasjon som det refereres til som en oljebrønn 11 er avbildet. Vanligvis er oljebrønnen i det minste delvis fylt av en blanding av likvider innbefattet vann, borevæske, slam, olje og formasjonsfluid som er naturlig forekommende i formasjonene 10 som er penetrert av oljebrønnen 11. Hengende i oljebrønnen 11 befinner det seg på den nederste delen av en kabel 12 et prøvetakingsverktøy 20 for formasjonsfluid. Kabelen 12 transporteres ofte over en trinse som støttes av et boretårn 14. Utplassering og innhenting av kabelen 12 blir ofte utført av en motordrevet vinsj som transporteres av en lastevogn 15.
Et eksempel på en utførelsesform av prøvetakingsverktøyet 20 er skjematisk illustrert i Figur 2. I denne ikkebegrensende utførelsesformen, innbefatter prøvetakingsverktøyet 20 en sammensetning av flere verktøysegmenter som er sammenføyd ende-til-ende med de gjengede muffene eller motstående kompresjonssammenføyningene 23. Sammensetningen av verktøysegmenter innbefatter et hydraulisk drivverk 21 og en formasjonsfluidekstraktor 22. Under ekstraktoren 22 er det tilveiebrakt en pumpe 24 med stort volum for tilbakeblåsing. Under pumpen 24 med stort volum er det en tilsvarende pumpe med lite volum 25 som har et mindre fortrengningsvolum enn pumpen med stort volum 24. En flerfoldighet av magasinseksjoner 26 for prøvebeholdere er samlet nedenfor pumpen med lite volum 25. Hver magasinseksjon 26 innbefatter i det minste en prøvebeholder 30 til å holde på en fluidprøve.
I denne utførelsesformen innbefatter formasjonsfluidekstraktoren 22 en uttrekkbar "innsugningprobe" 27 som reduserer trykket til like under formasjonstrykket for gjøre det mulig for formasjonsfluid å strømme inn i proben 27. På motsatt side av proben 27, befinner det seg veggstøttearmer 28. Både innsugningproben 27 og veggstøttearmene 28 er hydraulisk uttrekkbare for tett plassering mot veggene i brønnhullet 11.
I noen utførelsesformer tilveiebringer minst en av: pumpen med stort volum 24, pumpen med lite volum 25 og et fjerntliggende forråd av gass under trykk (ikke vist), trykk bak et stempel som omgir formasjonsfluidprøven i den minst ene prøvetanken 30 når det gis kommando om dette. Trykket blir vanligvis tilkalt når prøven er innsamlet og plassert i prøvetanken 30. Denne gassputen er mye mer sammentrykkbar enn typiske formasjonsfluid slik at formasjonsfluidets trykk ikke endrer seg så mye med fallende temperatur som en væske. I en beholder som kun er fylt med væske, når væsken krymper litt på grunn av fallende temperatur, vil trykket, som væsken utsetter sin omkringliggende beholder for, synke dramatisk. Det er på grunn av dette at en gasspute ofte blir benyttet til å opprettholde trykket i væskeprøven som er trykksatt og i en enkelt fase, etter hvert som prøvekammeret blir brakt til overflaten. Et stempel adskiller gassputen fra alle andre fluider som måtte være i prøvetanken.
Det som her fremvises til bruk er minst en akustisk transduser i samarbeide med prøveverktøyet 20. Den minst ene transduseren sørger for bestemmelse av de akustiske egenskapene til en prøve, ved en flerfoldighet av trykk, typisk nær formasjonstrykket. Bestemmelse av de akustiske egenskapene gjør det mulig å utlede andre fluidegenskaper ut ifra dets akustiske egenskaper. Fordi teknikker for å trykksette prøvetanken 30 eller andre komponenter tilhørende prøveverktøyet 20 er kjent, blir generelt ikke disse aspektene ved prøvehåndtering nærmere diskutert her.
Selv om det som presenteres her refererer til bruken av prøveverktøyet 20, bør man forstå at teknikkene som presenteres ikke er begrenset til å brukes med et prøveverktøy 20. For eksempel kan en rekke verktøy brukes til å innhente prøver fra en oljebrønn. For eksempel kan verktøy som benevnes testverktøy, kartleggingsverktøy, trykkverktøy og andre slike verktøy brukes som støtte for det som presenteres her. Ett hvilket som helst av disse verktøyene eller andre tilsvarende verktøy kan brukes for å støtte opp om det som her presenteres. Et hvilket som helst av disse eller andre tilsvarende verktøy tolkes til å være et "verktøy" slik ordet benyttes her. Følgelig er uttrykket "prøveverktøy 20" kun ment som illustrasjon og ikke begrensende for det som presenteres her.
Teknikker som i det minste bestemmer en prøvedensitet som benytter akustisk pulsdempning, er også kjent. Det kan refereres til US-patentsøknaden 2005/0204808 med tittelen "Fremgangsmåte og anordning for en akustisk pulsdempningstetthetsbestemmelse" ("Method and Apparatus for an Acoustic Pulse Decay Density Determination") tilhørende herværende søker, og herved innlemmet i sin helhet som referanse.
Med henvisning til den eksempelvise utførelsesformen i figur 3, er en prøvelinje 40 som fører til prøvetanken 30 avbildet. En strømningsretning for en prøve 106 i prøvelinjen 40 er avbildet som pilene i figur 3. Prøvelinjen 40 har overtrykk og omgir prøven 106 med formasjonsfluid. En del av prøvelinjen 40 der prøveanalyse blir utført blir betegnet, for enkelhets skyld, som et "prøvekammer 100". Uttrykket "prøvekammer 100", slik det er benyttet her, viser til ethvert sted der prøven 106 blir evaluert ved å benytte herværende lære. Følgelig er prøvelinjen 40 en illustrasjon av en ikke-begrensende utførelsesform av prøvekammer 100.
Selv om formasjonsfluidet som tilslutt holdes igjen i verktøyet 20 vanligvis inneholder vesentlig mer fluid enn den delen som er avbildet i prøvekammeret 100, blir den delen som er avbildet i prøvekammeret 100 omtalt som prøven 106. Dette er av bekvemmelighetshensyn og begrenser ikke herværende lære. Slik det blir benyttet her er uttrykket "prøve 106" vanligvis den delen av tilbakeholdt formasjonsfluid som "evalueres" av, utsettes for eller undersøkes med et akustisk signal.
I denne ikkebegrensende utførelsesformen er prøven 106 avgrenset av prøvekammeret 100 som innbefatter en nær-vegg 104 og en fjern-vegg 114. Trykk kan økes på prøven 106 ved å komprimere formasjonsfluidet gjennom å bevege et pumpestempel (ikke vist), eller med andre teknikker.
I et typisk borehull 11, varierer trykket i formasjonsfluidet fra omtrent 6 000 pund pr. kvadrattomme (psi) [40 MPa] til omtrent 15 000 psi [100 MPa]. Det er kjent at i noen tilfeller kan formasjonsfluidtrykket variere fra omtrent 3 000 psi [20 MPa] til omtrent 30 000 psi [200 MPa] og muligens høyere (eller lavere).
Vanligvis er prøven 106 trykksatt til trykk på flerfoldige tusen pund pr. kvadrattomme (psi) eller mer over formasjonsfluidtrykk. For eksempel kan prøven 106 trykksettes til mellom omtrent 500 pund pr. kvadrattomme (psi) [3,5 MPa] og omtrent 3 500 psi [24 MPa], denne variasjonen skal da forstås kun som å være illustrerende og ikke begrensende.
Uttrykkene "satt under trykk", "trykksatt" og andre tilsvarende uttrykk skal vanligvis forstås i sammenheng med prøvetrykk relatert til trykk i prøvemiljøet og formasjonsfluidets trykk i prøvetakingsmiljøet. Det innebærer at det skal forstås at formasjonsfluidet, når det tas prøver, vanligvis befinner seg under et trykk som er vesentlig høyere enn det atmosfæriske trykket. Trykksetting av prøven 106 innebærer å høyne trykket anvendt på prøven 106 så den i hvert fall så vidt er over formasjonstrykket og kan være vesentlig over formasjonstrykket.
Tilsvarende kan det, i noen tilfeller, være ønskelig å "undertrykksette" prøven 106. I slike miljøer kan det å undertrykksette prøven 106 innebære behov for så vidt eller helt å lette trykket på prøven 106.
Slik innbefatter betegnelsene "å endre" i likhet med "å trykksette" og andre tilsvarende betegnelser vedrørende prøvetrykk både det å trykksette prøven 106 og å undertrykksette prøven 106.
Følgelig bør det forstås at trykket på prøven 106 kan varieres betydelig for å tilveiebringe tilleggsinformasjon til brukere angående sider ved egenskapene til prøven 106.
I utførelsesformen i figur 3 er en akustisk transduser 101 koblet til nær-veggen 104 til prøvelinjen 40 på et akustisk grensesnitt 102. Den akustiske transduseren 101 kommuniserer med en pulsgenerator 116. Pulsgeneratoren 116 omfatter vanligvis elektronikk som er egnet til å generere et akustisk signal (for eksempel en "puls") og for monitorering av signaler som er assosiert med den akustiske pulsen. Vanligvis er veggtykkelsen 108 til prøvelinjen og den indre bredden 109 til prøvelinjen 40 bestemt for å fremheve den akustiske ytelsen under prøveanalysen. Under prøveanalysen blir akustiske signaler sendt fra et nær-vegg/fluid-grensesnitt 107 gjennom prøven 106 og reflekteres i et fjern-vegg/fluidgrensesnitt 113.
Den akustiske transduseren 101 genererer minst ett akustisk signal for evaluering av prøven 106. Det minst ene akustiske signalet kan reflekteres, returneres, rettes eller sendes gjennom prøven 106 på enhver måte som er nyttig for evalueringen av denne. Det akustiske signalet blir vanligvis generert ved bruk av en frekvens som er utvalgt for evaluering av nedihulls fluider. Selv om det akustiske signalet kan utvelges med referanse til egenskapene til prøven 106, prøvekammeret 100 og andre egenskaper, bør man forstå at det innenfor herværende lære kan være nyttig med akustiske transdusere 101 som kan opereres over et bredere spekter av frekvenser.
Nærmere bestemt brukes transittiden til en akustisk puls over en kjent distanse i et fluid som en vanlig måte å bestemme lydhastighet i et fluid på. En akustisk puls består vanligvis av en eller flere komplette sykluser av en akustisk bølge. Hovedfrekvensen til denne akustiske bølgen kan strekke seg fra et sted mellom infralyd via hørbar lyd til ultrasonisk lyd.
Den foretrukne transittdistansen gjennom fluidet avhenger av lydens bølgelengde i fluidet. Lydens bølgelengde blir beregnet som lydhastigheten i fluidet dividert på dens frekvens. For nøyaktig å bestemme ankomsttiden til en akustisk puls og den tilhørende transittiden, er det en fordel om transittdistansen er mye større enn lydens bølgelengde, fordi hver akustiske puls vanligvis blir romlig spredt over en eller flere bølgelengder av denne lyden. På tilsvarende måte er transittiden typisk mye lengre enn pulsvarigheten, hvilket omfatter en eller flere komplette sykluser. Derfor blir et større prøvekammer benyttet til lavfrekvent lyd sammenlignet med prøvekammeret som brukes til å måle lydhastighet med høyfrekvenslyd.
Naturligvis bør man innse at prøvelinjen 40 ikke trenger være en primær prøvelinje. For eksempel kan prøvekammeret 100 være en sekundær prøvelinje hvor en del av prøveflyten blir ledet. Slike utførelsesformer kan være ønskelige, i hvert fall i noen tilfeller, for separat å justere trykk på deler av prøven 106, for forbedring av de akustiske egenskapene til prøvekammeret 106 og av andre grunner.
I ett eksempel omfatter den akustiske transduseren 101 en 10 MHz transduser 101. Prøvekammeret 100 er produsert i en titanlegering. I denne utførelsesformen er den interne bredden 1+9 til prøvekammeret 100 omtrent 0,218" [55,3 mm] og veggtykkelsen 108 er omtrent 0,110" [2,79 mm]. Vanligvis er de akustiske overflatene til prøvekammeret 100 (for eksempel overflaten på det akustiske grensesnittet 102, nærveggen/fluidgrensesnittet 107 og fjern-veggen/fluidgrensesnittet 113) i ett plan og parallelle med hverandre. I noen utførelsesformer omfatter prøvekammeret 100 en separat lyttetransducer (ikke vist) for monitorering av det akustiske signalet.
Trykket er vanligvis hevet til et nivå slik at prøven 106 forblir i en tilstand som er konsistent med omgivelsestilstanden til formasjonsfluidet i prøveomgivelsene. Fordi temperaturer og trykk i miljøet nede i borehullet 11 kan være relativt høyt, er prøvekammeret 100 konstruert for å tåle betydelig trykk (trykk som er godt over det relativt høye trykket i formasjonen). Følgelig bør det forstås at fastsettelse av prøveegenskaper når prøven 106 står under ekstremt trykk krever at man tar hensyn til det betydelige trykket. Slik det presenteres her, legges det tilrette for bestemmelse av prøveegenskaper, i det minste mens den innsamlede prøven 106 står under et kompenserende trykk for opprettholdelse av fasen i prøvefasen.
Noen andre utførelsesformer for evaluering av prøven 106 innebærer bruk av prøvetanken 30 som prøvekammeret 100. I slike omgivelser plasseres transduseren 101 i kontakt med en vegg i prøvetanken 30. Transduseren sørger for en rekke målinger mens trykket på innsiden av tanken endres. En fagperson vil forstå at prøven 106 kan utsettes for ulike trykknivåer under ulike trinn i prøvetaking og innhenting og at vurderingen av prøven 106 kan utføres i mange av disse trinnene. Følgelig er bruk av prøvetanken 30 som prøvekammer 100 kun en utførelsesform for evaluering av sider ved prøven 106 og ingen begrensning av det som fremvises her.
For å legge tilrette for bestemmelse av egenskapene til prøven 106 er relasjoner mellom akustiske signaler og molekylære egenskaper påkrevet. Eksempler på ligninger tilveiebringes i en referanse med tittelen "Non-linear Ultrasonics to Determine Molecular Properties of Pure Liquids," Sehgal, C.M., Ultrasonics Vol. 33, No. 2, 1995, sidene 155-161, som herved i sin helhet innlemmes som referanse.
Som vist i Sehgal-ligninger 1-3 kan et initielt fluidtrykk P og et trykksatt trykk P’ relateres til en initiell fluiddensitet ρ og en trykksatt fluiddensitet ρ’ ved bruk av P’/P=(ρ’/ρ)<ξ>der ξ er en konstant. Ved å skrive ρ’=ρ+∆ρ, kan denne ligningen ekspanderes som en Taylor-rekke rundt den opprinnelige densiteten, ρ, slik at P’=
P+Σn=1<∞>(n!)<-1>(∂<η>P’/∂ρ<n>)[ρ’-ρ]<n>hvor(∂<η>P’/∂ρ<η>) representerer en n-te-deriverte av P’ evaluert ved ρ, mens entropien S holdes konstant. Uttrykket [ρ’-ρ] kan erstattes med ∆ρ. For et fluid med lav kompressibilitet trenger ekspansjonen typisk bare å utføres til et par ledd. Vi kan videre definere A=ρ(∂P’/∂ρ) og B=ρ<2>(∂<2>P’/∂ρ<2>) for å forenkle visningen av den resulterende tilnærmingsligningen.
Følgelig kan fysiske egenskaper i prøven 106 estimeres ved å benytte en generalisert ligning for tilstanden til prøven 106. En isentropisk tilstand innebærer at entropien, S, blir holdt konstant. Matematisk indikeres en isentropisk tilstand av subskriptet S som vist i ligning 1. En virialligning som relaterer trykket P til densiteten ρ for en isentropisk betingelse er:
der
P representerer trykk;
P0 representerer initialt trykk i prøvekammeret 100; ρ representerer en densitet av prøven 106;
∆ρ representerer en endring i densiteten til prøven 106: og
A,B representerer virialkoeffisienter.
Virialkoeffisientene A, B definerer et trykk-densitetsforhold for prøven 106. Forholdet mellom disse virialkoeffisientene uttrykkes som:
der
dc/dP representerer en derivert av lydhastighet c i forhold til trykk, P;
c representerer lydhastigheten i prøven 106; og ρ representerer densiteten til prøven 106.
En endring i den kohesive energien ∆Ac til prøven 106 kan uttrykkes som:
der
∆Ac representerer bindingsenergien i prøven 106, vanligvis uttrykt i J/g [eller erg/g];
Mc representerer en gjennomsnittlig molekylvekt av prøven 106, og
T representerer en temperatur på prøven 106.
Videre blir en oppløselighetsparameter, δ, referert til som "Hilderbrand-parameteren", uttrykt som:
der
Vg, V1representerer et molarvolum i prøven 106 i en gasstilstand respektive flytende tilstand.
Selv om van der Waals-konstanter kan være best egnet til estimering av fysiske egenskaper relatert til medier i gassform, kan van der Waals-konstantene a, b anvendes på likvide media. Disse konstantene kan bestemmes med akustiske målinger av B / A og c og gjennom anvendelse av de følgende ligningene:
der
a representerer en måling av tiltrekningskrefter mellom molekyler i prøven 106;
b er en relasjon til størrelsen av molekylene i prøven 106; og
R representerer en ideell gasskonstant.
Med referanse til figur 4, presenteres en ikkebegrensende utførelsesform av en fremgangsmåte for evaluering av prøven 106. I figur 4 innebærer prøveevalueringen 400 å plassere prøvetakingsverktøyet 401 inn i prøvemiljøet; innhente prøven 402; å trykksette prøven 403 (typisk høyere enn formasjonstrykket); å gjøre minst en akustisk måling 404 og å analysere signalet 405. Vanligvis blir akustisk måling 404 utført ved flerfoldige trykk, som antydet med den oppoverrettede pilen i figur 4 som indikasjon på en repetisjon av trykksetting, måling og analyse.
Å plassere prøvetakingsverktøyet 401 og å samle inn prøven 402 omfatter kjente teknikker og skulle ikke trenge noen videre omtale. Å trykksette prøven 403 omfatter også kjente teknikker. Det bør imidlertid bemerkes at, som antydet ovenfor, å trykksette prøven 403 vanligvis innbefatter å trykksette fluidet 106 over hele strømningsbanen til fluidet i prøvetakingsverktøyet 20. Akustiske målinger 404 og analyse av signalet 405 kan derfor utføres på andre steder langs strømningsbanen til prøven 106 innenfor prøveverktøyet 20.
Gjennomføring av akustiske målinger 404 blir fullført ved bruk av kjente teknikker for undersøkelse av media med akustisk energi. Disse kjente teknikkene utnytter eksempelvise komponenter som fremstilt og diskutert her, og kan også innbefatte andre komponenter som ikke blir berørt her.
Analyse av signalet 405 kan fullføres ved bruk av flerfoldige teknikker. For eksempel kan det refereres til US- patentsøknaden 2005/0204808, tidligere innlemmet som referanse.
Denne referansesøknaden presenterer, blant annet, en fremgangsmåte for estimering av en egenskap ved et fluid som innbefatter å sende en første akustisk puls i et første element som er i kontakt med fluidet; å detektere en flerfoldighet av akustiske pulsekkoer som returnerer fra et grensesnitt mellom det første elementet og fluidet; og å estimere egenskapen til fluidet ut ifra flerfoldigheten av akustiske pulsekkoer som returnerer.
I fremgangsmåten for estimering, innbefatter egenskapen til fluidet minst en av: akustisk impedans; densitet og viskositet til fluidet. Et videre trinn innbefatter minst en av: estimering av en refleksjonskoeffisient til grensesnittet mellom det første elementet og fluidet; estimering av en akustisk impedans for det første elementet og estimering av en helling for energireduksjon for flerfoldigheten av akustiske pulsekkoreturer. I noen utførelsesformer innbefatter estimeringen av helling for energireduksjon å utføre et minste kvadraters avvik på flerfoldigheten av akustiske pulsekkoreturer; i noen andre utførelsesformer innbefatter estimeringen av helling for energireduksjon å dividere hver av flerfoldigheten av akustiske pulsekkoreturer til en flerfoldighet av tidsvinduer. I noen ytterligere utførelsesformer innbefatter estimering av helling for energireduksjon videre å integrere over hver av flerfoldigheten av tidsvinduer; i andre utførelsesformer innbefatter estimering av helling for energireduksjon videre å trekke støy fra hver av flerfoldigheten av akustiske pulsekkoreturer.
Med fremgangsmåten for estimering kan det videre være behov for å sende en andre akustisk puls gjennom fluidet; og for å estimere hastighet for lyd gjennom fluidet, ved å benytte rundreisetid for den andre akustiske pulsen mellom det første leddet og det andre leddet som er i kontakt med fluidet.
Alternativt kan det med fremgangsmåten for estimering videre være behov for å sende en andre akustisk puls gjennom fluidet; og å estimere dempningen av den andre akustiske pulsen gjennom fluidet. I noen utførelsesformer innbefatter det å estimere av dempningen å estimere dempningen ved et flertall av frekvenser. I noen utførelsesformer innbefatter videre det å sende den andre akustiske pulsen å sende en flerfoldighet av akustiske pulser ved en flerfoldighet av frekvenser. I typiske utførelsesformer blir estimeringen utført nede i borehullet.
I andre utførelsesformer kan det å analysere signalet 405 medføre å evaluere akustiske signaler i henhold til de eksempelvise ligningene (1) til og med (6) presentert her. Naturligvis kan andre relasjoner realiseres av en fagperson som legger tilrette for bestemmelse av fysiske forhold ved prøven 106 ved bruk av akustiske signaler. Det blir vurdert slik at slike eller andre forhold er innenfor vurderinger rundt herværende presentasjoner, og følgelig innenfor rekkevidden til de vedlagte kravene.
En fagperson vil også forstå at prøveevalueringen 400 kan innbefatte andre ulike trinn, kombinasjoner av trinn eller utelatelse av visse trinn. For eksempel vil innsamling av prøven 402 og trykksetting av prøven 403 i det alt vesentlig være ett enkelt trinn.
I videre utførelsesformer blir andre sensorer brukt i tillegg til den akustiske transduseren 101 for evaluering av prøven 106. For eksempel kan temperaturen til prøven 106 overvåkes med en temperatursensor (ikke vist). Ulike kombinasjoner av data fra de ulike sensorene kan vise seg å være fordelaktig for evaluering av visse sider av prøven 106, som for eksempel densitet ρ.
I noen utførelsesformer kan det vurderes som å være fordelaktig å foreta delvis trykksetting av prøven 403 (for eksempel til et forhåndsbestemt trykk) for deretter å foreta akustiske målinger 404 og analysere signalet 405 før fortsettelsen med å trykksette prøven 403. For eksempel kan det vurderes slik at utførelsesformer som benytter trinnvis trykksetting og analyse av prøven 106 gir brukere tilleggsdata for bruk med andre forhold for videre karakterisering av prøven 106.
Til støtte for læren i denne applikasjonen kan ulike datamaskinkomponenter, innbefattende programvare, benyttes for drift og analyse av apparater og fremgangsmåter som fremvises her. Følgelig vurderes det slik at denne læren kan realiseres som et sett av datamaskineksekverbare instruksjoner lagret på et datamaskinlesbart medium omfattende ROM, RAM, CD-ROM, flash eller andre datamaskinlesbare medier, kjent i dag eller ikke, som når eksekvert medfører at en datamaskin realiserer fremgangsmåten til den foreliggende oppfinnelsen. Slike instruksjoner kan besørge drift av utstyr, kontroll, datainnsamling og analyse og andre funksjoner som vurderes relevant av en bruker.
Selv om foregående presentasjon er rettet mot eksemplene på utførelsesformer av oppfinnelsen, kan ulike modifikasjoner være åpenbare for fagpersoner. Det er hensikten at alle variasjoner innenfor rekkevidden av de vedlagte kravene skal omfattes av foregående presentasjon. Eksempler på de viktigste egenskapene til oppfinnelsen er oppsummert i ganske grove trekk slik at den etterfølgende mer detaljerte beskrivelsen av disse kan forstås bedre, og for at bidraget til teknikkens stilling kan forstås. Det er naturligvis tilleggsegenskaper ved oppfinnelsen som vil bli beskrevet senere og som vil danne grunnlaget for de vedlagte kravene.

Claims (19)

  1. P a t e n t k r a v 1. Verktøy (20) for evaluering av et nedihulls fluid (106), omfattende: et prøvekammer (100) tilpasset for plassering av fluidet (106) inne i dette, en pumpe (24, 25) for tilveiebringelse av fluidkommunikasjon med fluidet (106); en transduser (101) for tilveiebringelse av akustisk kommunikasjon med fluidet (106); og en prosessor i datakommunikasjon med transduseren (101) og pumpen (24, 25); k a r a k t e r i s e r t v e d at: prosessoren er tilpasset til å endre fluidets (106) trykk, eksitere transduseren (106) og å motta akustiske data og beregne endringshastigheten for lydhastighet i fluidet (106).
  2. 2. Verktøy ifølge krav 1, der prøvekammeret omfatter minst en av en prøvetank og en prøvelinje.
  3. 3. Verktøy ifølge krav 1, videre omfattende elektronikk som er koblet til transduseren for generering av den akustiske kommunikasjonen.
  4. 4. Verktøy ifølge krav 1, videre omfattende elektronikk og en lyttende transduser som er koblet til prøvekammeret for overvåkning av den akustiske kommunikasjonen.
  5. 5. Verktøy ifølge krav 1, der et trykk i prøvekammeret omfatter trykk mellom omtrent 500 pund pr. kvadrattomme (psi) [3,5 MPa] og 3 500 psi [24 MPa] over et formasjonsfluidtrykk.
  6. 6. Verktøy ifølge krav 1, der prøven omfatter minst en av vann, borevæske, slam, olje og formasjonsfluider.
  7. 7. Verktøy ifølge krav 1, der en trykkilde for trykk for endring av trykket omfatter minst en av en pumpe og en avstandsforsyning.
  8. 8. Verktøy ifølge krav 1, der prosessoren omfatter en digital datamaskin.
  9. 9. Fremgangsmåte for evaluering av en egenskap ved et fluid (106), k a r a k t e r i s e r t v e d at fremgangsmåten omfatter: å motta fluidet (106) inn i et prøvekammer (100); å endre et trykk på fluidprøven; å sende minst ett akustisk signal inn i fluidprøven; og å analysere det minst ene akustiske signalet for å evaluere endringshastigheten til lydhastigheten i fluidet (106) med trykket.
  10. 10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, der endringen, sendingen og analysen blir utført med flerfoldige trykknivåer.
  11. 11. Fremgangsmåte ifølge krav 9, der endringen omfatter minst en av overveiende overtrykksetting, overtrykksetting, så vidt overtrykksetting, så vidt undertrykksetting, overveiende undertrykksetting og helt fritt trykk.
  12. 12. Fremgangsmåte ifølge krav 9, der å endre trykket omfatter å trykksette til minst ett forhåndsbestemt trykk.
  13. 13. Fremgangsmåte ifølge krav 9, der å evaluere egenskapene til fluidet omfatter å løse forholdet:
    der P representerer trykk påtrykket fluidet; P0representerer trykk i prøvekammeret for en ikkekomprimert tilstand; ρ representerer en densitet av fluidet; ∆ ρ representerer en endring av densiteten til fluidet; og A, B representerer virialkoeffisienter for fluidet.
  14. 14. Fremgangsmåte ifølge krav 9, der å evaluere egenskapene til fluidet omfatter å løse forholdet:
    der dc / dP representerer en utledning av en lydhastighet c i forhold til trykk, P , anvendt på fluidet; c representerer lydhastigheten i fluidet; ρ representerer fluidets densitet; og A, B representerer viralkoeffisienter for fluidet.
  15. 15. Fremgangsmåte ifølge krav 9, der å evaluere egenskapene til fluidet omfatter å løse forholdet:
    der ∆Acrepresenterer en tiltrekningsenergi i fluidet; Mcrepresenterer en gjennomsnittlig molekylkvekt for fluidet; T representerer en temperatur på fluidet; ρ representerer fluidets densitet; og A, B representerer viralkoeffisienter for fluidet.
  16. 16. Fremgangsmåte ifølge krav 9, der å evaluere egenskapene til fluidet omfatter å løse forholdet:
    der δ representerer en løselighetsparameter for fluidet; Vg, V1representerer et molarvolum av fluidet i gasstilstand respektive flytende tilstand. c representerer lydhastigheten i fluidet; ρ representerer fluidets densitet; og A, B representerer viralkoeffisienter for fluidet.
  17. 17. Fremgangsmåte ifølge krav 9, der å evaluere egenskapene til fluidet omfatter å løse forholdet:
    der a representerer en måling av tiltrekningskrefer mellom molekyler i fluidet; V1representerer et molarvolum av fluidet for en flytende tilstand; c representerer lydhastigheten i fluidet; ρ representerer fluidets densitet; og A, B representerer viralkoeffisienter for fluidet.
  18. 18. Fremgangsmåte ifølge krav 9, der å evaluere egenskapene til fluidet omfatter å løse forholdet:
    der b er relatert til størrelsen av fluidets molekyler; R representerer en ideell gasskonstant; V1representerer et molarvolum av fluidet i en flytende tilstand; c representerer lydhastigheten i fluidet; ρ representerer fluidets densitet; og A, B representerer viralkoeffisienter for fluidet.
  19. 19. Fremgangsmåte ifølge krav 9, der å endre trykket omfatter å opprettholde fluidet i flytende form.
NO20084268A 2006-03-30 2008-10-10 Verktøy for evaluering av fluid nede i borehullet, og fremgangsmåte for det samme. NO343973B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/393,770 US7516655B2 (en) 2006-03-30 2006-03-30 Downhole fluid characterization based on changes in acoustic properties with pressure
PCT/US2007/007837 WO2007127003A2 (en) 2006-03-30 2007-03-29 Downhole fluid characterization based on changes in acoustic properties with pressure

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20084268L NO20084268L (no) 2008-12-22
NO343973B1 true NO343973B1 (no) 2019-08-05

Family

ID=38556902

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20084268A NO343973B1 (no) 2006-03-30 2008-10-10 Verktøy for evaluering av fluid nede i borehullet, og fremgangsmåte for det samme.

Country Status (7)

Country Link
US (1) US7516655B2 (no)
EP (1) EP1999341A4 (no)
CN (1) CN101454662A (no)
BR (1) BRPI0710066B1 (no)
EA (1) EA013728B1 (no)
NO (1) NO343973B1 (no)
WO (1) WO2007127003A2 (no)

Families Citing this family (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8037747B2 (en) * 2006-03-30 2011-10-18 Baker Hughes Incorporated Downhole fluid characterization based on changes in acoustic properties
US8794350B2 (en) * 2007-12-19 2014-08-05 Bp Corporation North America Inc. Method for detecting formation pore pressure by detecting pumps-off gas downhole
US20090159334A1 (en) 2007-12-19 2009-06-25 Bp Corporation North America, Inc. Method for detecting formation pore pressure by detecting pumps-off gas downhole
US20090201764A1 (en) * 2008-02-13 2009-08-13 Baker Hughes Incorporated Down hole mud sound speed measurement by using acoustic sensors with differentiated standoff
GB2471048B (en) * 2008-04-09 2012-05-30 Halliburton Energy Serv Inc Apparatus and method for analysis of a fluid sample
US8032311B2 (en) 2008-05-22 2011-10-04 Baker Hughes Incorporated Estimating gas-oil ratio from other physical properties
US8781762B2 (en) * 2008-07-14 2014-07-15 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for determining geologic properties using acoustic analysis
DE102008037162A1 (de) * 2008-08-08 2010-02-11 Jäger, Frank-Michael Verfahren und Vorrichtung zur Bestimmung des Feststoffgehaltes von Flüssigkeiten
CN102477863B (zh) * 2010-11-26 2015-10-14 中国石油天然气股份有限公司 煤层气无压井液面监测装置
US8615387B2 (en) * 2011-04-07 2013-12-24 Invensys Systems, Inc. Dynamic simulation of fluid filled vessels
US20120273194A1 (en) * 2011-04-29 2012-11-01 Schlumberger Technology Corporation Methods of calculating a fluid composition n a wellbore
US8910514B2 (en) * 2012-02-24 2014-12-16 Schlumberger Technology Corporation Systems and methods of determining fluid properties
RU2505675C1 (ru) * 2012-09-03 2014-01-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения свойств углеводного пласта и добываемых флюидов в процессе добычи
CA2854704A1 (en) * 2013-06-19 2014-12-19 Weatherford/Lamb, Inc. Method and apparatus for measuring deformation of non-metallic materials
DE102014001165A1 (de) * 2013-12-19 2015-06-25 Endress + Hauser Flowtec Ag Vorrichtung und Verfahren zur Bestimmung der Konzentrationen von Komponenten eines Gasgemisches
US9726014B2 (en) * 2014-05-06 2017-08-08 Baker Hughes Incorporated Guided wave downhole fluid sensor
US10408052B2 (en) * 2015-05-22 2019-09-10 Halliburton Energy Services, Inc. Measuring frequency-dependent acoustic attenuation
US9938820B2 (en) * 2015-07-01 2018-04-10 Saudi Arabian Oil Company Detecting gas in a wellbore fluid
US11434755B2 (en) * 2017-10-27 2022-09-06 Schlumberger Technology Corporation Determining asphaltene onset
CN108459357B (zh) * 2018-03-01 2019-07-05 中国石油大学(华东) 地层欠压实与流体膨胀超压的评价方法
US20240142411A1 (en) * 2022-10-28 2024-05-02 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Fluid density from tunable acoustic impedance matching

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20030033866A1 (en) * 2001-07-27 2003-02-20 Schlumberger Technology Corporation Receptacle for sampling downhole

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5159843A (en) * 1991-02-19 1992-11-03 The United States Of America As Represented By The Administrator Of The National Aeronautics And Space Administration Acoustic device and method for measuring gas densities
US5741962A (en) * 1996-04-05 1998-04-21 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for analyzing a retrieving formation fluid utilizing acoustic measurements
US5932793A (en) * 1996-08-01 1999-08-03 Gas Research Institute Apparatus and method for determining thermophysical properties using an isochoric approach
US6209387B1 (en) * 1997-07-30 2001-04-03 Gas Research Institute System and method for determining thermodynamic properties
US6490916B1 (en) * 1998-06-15 2002-12-10 Schlumberger Technology Corporation Method and system of fluid analysis and control in a hydrocarbon well
US6758090B2 (en) * 1998-06-15 2004-07-06 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for the detection of bubble point pressure
AU746996B2 (en) * 1998-06-26 2002-05-09 Weatherford Technology Holdings, Llc Fluid parameter measurement in pipes using acoustic pressures
US6813962B2 (en) * 2000-03-07 2004-11-09 Weatherford/Lamb, Inc. Distributed sound speed measurements for multiphase flow measurement
US6672163B2 (en) * 2000-03-14 2004-01-06 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic sensor for fluid characterization
US6718832B1 (en) * 2000-09-19 2004-04-13 John C. Hay, Jr. Method and apparatus for measuring physical properties of matter
DK1327054T3 (da) * 2000-09-22 2008-07-14 Jon Steinar Gudmundsson Fremgangsmåde til at bestemme trykprofiler i bröndboringer, forbindelsesledninger og rörledninger
US6712138B2 (en) 2001-08-09 2004-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Self-calibrated ultrasonic method of in-situ measurement of borehole fluid acoustic properties
US6971259B2 (en) * 2001-11-07 2005-12-06 Weatherford/Lamb, Inc. Fluid density measurement in pipes using acoustic pressures
US6763698B2 (en) 2002-03-15 2004-07-20 Battelle Memorial Institute Self calibrating system and technique for ultrasonic determination of fluid properties
US7254999B2 (en) 2003-03-14 2007-08-14 Weatherford/Lamb, Inc. Permanently installed in-well fiber optic accelerometer-based seismic sensing apparatus and associated method
US7024917B2 (en) 2004-03-16 2006-04-11 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for an acoustic pulse decay density determination
GB0407982D0 (en) 2004-04-08 2004-05-12 Wood Group Logging Services In "Methods of monitoring downhole conditions"
US7377169B2 (en) * 2004-04-09 2008-05-27 Shell Oil Company Apparatus and methods for acoustically determining fluid properties while sampling
US8122951B2 (en) 2005-02-28 2012-02-28 Schlumberger Technology Corporation Systems and methods of downhole thermal property measurement

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20030033866A1 (en) * 2001-07-27 2003-02-20 Schlumberger Technology Corporation Receptacle for sampling downhole

Also Published As

Publication number Publication date
BRPI0710066A2 (pt) 2011-08-02
EA200801951A1 (ru) 2009-04-28
WO2007127003A3 (en) 2008-12-04
CN101454662A (zh) 2009-06-10
BRPI0710066B1 (pt) 2018-06-05
US20070227241A1 (en) 2007-10-04
EP1999341A4 (en) 2011-11-09
EP1999341A2 (en) 2008-12-10
NO20084268L (no) 2008-12-22
WO2007127003A2 (en) 2007-11-08
EA013728B1 (ru) 2010-06-30
US7516655B2 (en) 2009-04-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO343973B1 (no) Verktøy for evaluering av fluid nede i borehullet, og fremgangsmåte for det samme.
NO343792B1 (no) Akustisk fluidanalysator
US8037747B2 (en) Downhole fluid characterization based on changes in acoustic properties
US6128949A (en) Phase change analysis in logging method
US5741962A (en) Apparatus and method for analyzing a retrieving formation fluid utilizing acoustic measurements
US7614302B2 (en) Acoustic fluid analysis method
US6758090B2 (en) Method and apparatus for the detection of bubble point pressure
EP1733222A1 (en) Apparatus and methods for acoustically determining fluid properties while sampling
NO327373B1 (no) Fremgangsmate og anordning for nedihulls fluidkarakterisering ved bruk av boyemekaniske resonatorer
JP2009503492A (ja) チューブ状システムの非破壊検査システムおよび方法
NO342446B1 (no) Estimering av gass-olje-forhold for et brønnfluid ut fra andre egenskaper
NO310251B1 (no) Fremgangsmåte for bestemmelse av tykkelsen av foringsrör i borehull
NO339288B1 (no) Bestemmelse av impedansen til materialet bak en utforing i et borehull
CA3105359A1 (en) Systems and methods for tri-axial nmr testing
EP0953726A1 (en) Apparatus and method for wellbore testing of formation fluids using acoustic signals
US5754495A (en) Method for acoustic determination of the length of a fluid conduit
US10876398B2 (en) Fluid viscometer suitable for downhole use
Han et al. Measurement of shear wave velocity of heavy oil
Bostrom et al. Ultrasonic bubble point sensor for petroleum fluids in remote and hostile environments
NO20120948A1 (no) Taktile trykkfolsomme enheter og fremgangsmater for bruk av disse

Legal Events

Date Code Title Description
CHAD Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften)

Owner name: BAKER HUGHES, US