RU2006141459A - Система и способ для обнаружения колебаний давления в пласте во время выполнения операций - Google Patents
Система и способ для обнаружения колебаний давления в пласте во время выполнения операций Download PDFInfo
- Publication number
- RU2006141459A RU2006141459A RU2006141459/03A RU2006141459A RU2006141459A RU 2006141459 A RU2006141459 A RU 2006141459A RU 2006141459/03 A RU2006141459/03 A RU 2006141459/03A RU 2006141459 A RU2006141459 A RU 2006141459A RU 2006141459 A RU2006141459 A RU 2006141459A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- phase
- probe
- oil
- identified
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 24
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 69
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims 22
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 10
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims 4
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 claims 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 4
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 claims 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
Claims (43)
1. Способ обнаружения колебаний давления в пласте, доступного с помощью скважины, во время выполнения операции, при этом способ содержит:
расположение инструмента внутри скважины;
расположение первого зонда инструмента в первом местоположении;
расположение второго зонда инструмента во втором местоположении, удаленном от первого местоположения, для получения данных давления; выполнение операции с помощью первого зонда;
обнаружение наличия однофазного флюида внутри инструмента; обнаружение колебания давления внутри пласта с помощью второго зонда; и
идентификацию второй фазы флюида на основании обнаружения колебания давления.
2. Способ по п.1, в котором вторую фазу флюида идентифицируют в качестве газа, когда первая фаза флюида является нефтью.
3. Способ по п.1, в котором вторую фазу флюида идентифицируют в качестве нефти, когда первая фаза флюида является водой.
4. Способ по п.1, в котором вторую фазу флюида идентифицируют в качестве воды, когда первая фаза флюида является нефтью.
5. Способ по п.1, в котором вторую фазу флюида идентифицируют в качестве ретроградной росы, когда первая фаза флюида является конденсатом.
6. Способ по п.1, в котором вторую фазу флюида идентифицируют в качестве осадка асфальтена.
7. Способ по п.1, дополнительно содержащий выполнение ответной операции, когда идентифицирована вторая фаза флюида.
8. Способ по п.7, в котором ответная операция включает выбор нового местоположения для позиционирования инструмента.
9. Способ по п.7, в котором ответная операция включает уменьшение перепада давления для минимизации эволюции фазы, когда первая фаза флюида является нефтью.
10. Способ по п.7, в котором ответная операция включает откачивание флюида до обнаружения нефти в качестве второй фазы флюида, когда первая фаза флюида является водой.
11. Способ по п.1, в котором выполнение операции с помощью первого зонда содержит выполнение анализа флюида в скважине.
12. Система для обнаружения колебаний давления в пласте, доступном с помощью скважины, при этом система содержит: инструмент, включающий:
корпус,
первый зонд, соединенный с корпусом в первом положении, при этом первый зонд предназначен для выполнения операции, и
второй зонд, соединенный с корпусом во втором положении, удаленном от первого зонда, при этом второй зонд предназначен для получения данных давления;
трос, соединенный с корпусом инструмента для удержания инструмента в скважине,
контроллер, соединенный с первым зондом и вторым зондом, выполнен с возможностью управления операцией посредством первого зонда для анализа первой фазы флюида, при этом контроллер дополнительно предназначен для управления обнаружением колебания давления внутри пласта с помощью второго зонда, и предназначен для анализа, может ли присутствовать вторая фаза флюида, на основе обнаружения колебания давления.
13. Система по п.12, в которой контроллер предназначен для идентификации второй фазы флюида в качестве газа, когда первая фаза флюида является нефтью.
14. Система по п.12, в которой контроллер предназначен для идентификации второй фазы флюида в качестве нефти, когда первая фаза флюида является водой.
15. Система по п.12, в которой контроллер предназначен для идентификации второй фазы флюида в качестве воды, когда первая фаза флюида является нефтью.
16. Система по п.12, в которой контроллер предназначен для идентификации второй фазы флюида в качестве ретроградной росы, когда первая фаза флюида является конденсатом.
17. Система по п.12, в которой контроллер предназначен для идентификации второй фазы флюида в качестве осадка асфальтена.
18. Система по п.12, в которой система предназначена для выполнения ответной операции, когда идентифицирована вторая фаза флюида.
19. Система по п.18, в которой ответная операция включает выбор нового местоположения для позиционирования инструмента.
20. Система по п.18, в которой ответная операция включает уменьшение перепада давления для минимизации эволюции фазы, когда первая фаза флюида является нефтью.
21. Система по п.18, в которой ответная операция включает откачивание флюида до обнаружения нефти в качестве второй фазы флюида, когда первая фаза флюида является водой.
22. Система по п.12, в которой инструмент дополнительно включает модуль анализа флюида в скважине для выполнения операции анализа флюида в скважине.
23. Система по п.12, в которой инструмент дополнительно включает двойной пакерный модуль для закрепления инструмента на месте внутри скважины.
24. Способ анализа колебаний давления флюида внутри пласта через скважину, при этом способ содержит:
анализ первой фазы флюида, полученного из пласта с помощью первого зонда в первом местоположении внутри скважины;
обнаружение изменений давления внутри пласта с помощью второго зонда во втором местоположении, отличном от первого местоположения, внутри скважины; и
идентификацию, имеет ли флюид внутри пласта вторую фазу, на основании изменений давления, обнаруженных с помощью второго зонда.
25. Способ по п.24, в котором вторую фазу флюида идентифицируют в качестве газа, когда первая фаза флюида является нефтью.
26. Способ по п.24, в котором вторую фазу флюида идентифицируют в качестве нефти, когда первая фаза флюида является водой.
27. Способ по п.24, в котором вторую фазу флюида идентифицируют в качестве воды, когда первая фаза флюида является нефтью.
28. Способ по п.24, в котором вторую фазу флюида идентифицируют в качестве ретроградной росы, когда первая фаза флюида является конденсатом.
29. Способ по п.24, в котором вторую фазу флюида идентифицируют в качестве осадка асфальтена.
30. Способ по п.24, дополнительно содержащий выполнение ответной операции, когда идентифицирована вторая фаза флюида.
31. Способ по п.30, в котором ответная операция включает выбор нового местоположения для позиционирования инструмента.
32. Способ по п.30, в котором ответная операция включает уменьшение перепада давления для минимизации эволюции фазы, когда первая фаза флюида является нефтью.
33. Способ по п.30, в котором ответная операция включает откачивание флюида до обнаружения нефти в качестве второй фазы флюида, когда первая фаза флюида является водой.
34. Система анализа колебаний давления флюида в пласте через скважину, при этом система содержит:
контроллер, предназначенный для приема данных из первого зонда, расположенного внутри скважины, и для анализа первой фазы флюида, образцы которого отобраны с помощью первого зонда, при этом контроллер дополнительно предназначен для приема данных из второго зонда, расположенного на расстоянии от первого зонда внутри скважины, для определения, имеет ли флюид в пласте вторую фазу, на основе любых изменений давления, обнаруженных с помощью второго зонда.
35. Система по п.34, в которой контроллер предназначен для идентификации второй фазы флюида в качестве газа, когда первая фаза флюида является нефтью.
36. Система по п.34, в которой контроллер предназначен для идентификации второй фазы флюида в качестве нефти, когда первая фаза флюида является водой.
37. Система по п.34, в которой контроллер предназначен для идентификации второй фазы флюида в качестве воды, когда первая фаза флюида является нефтью.
38. Система по п.34, в которой контроллер предназначен для идентификации второй фазы флюида в качестве ретроградной росы, когда первая фаза флюида является конденсатом.
39. Система по п.34, в которой контроллер предназначен для идентификации второй фазы флюида в качестве осадка асфальтена.
40. Система по п.34, в которой система предназначена для выполнения ответной операции, когда идентифицирована вторая фаза флюида.
41. Система по п.40, в которой ответная операция включает выбор нового местоположения для позиционирования инструмента.
42. Система по п.40, в которой ответная операция включает уменьшение перепада давления для минимизации эволюции фазы, когда первая фаза флюида является нефтью.
43. Система по п. 40, в которой ответная операция включает откачивание флюида до обнаружения нефти в качестве второй фазы флюида, когда первая фаза флюида является водой.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/355,850 US7445043B2 (en) | 2006-02-16 | 2006-02-16 | System and method for detecting pressure disturbances in a formation while performing an operation |
US11/355,850 | 2006-02-16 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2006141459A true RU2006141459A (ru) | 2008-05-27 |
RU2427710C2 RU2427710C2 (ru) | 2011-08-27 |
Family
ID=38367146
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006141459/03A RU2427710C2 (ru) | 2006-02-16 | 2006-11-23 | Способ обнаружения колебаний давления в пласте и система для его осуществления, способ анализа колебаний давления флюида внутри пласта |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7445043B2 (ru) |
MX (1) | MX2007001960A (ru) |
RU (1) | RU2427710C2 (ru) |
Families Citing this family (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7937223B2 (en) * | 2007-12-28 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole fluid analysis |
US8156800B2 (en) * | 2008-12-24 | 2012-04-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus to evaluate subterranean formations |
US8109334B2 (en) | 2009-07-13 | 2012-02-07 | Schlumberger Technology Corporation | Sampling and evaluation of subterranean formation fluid |
US8335650B2 (en) * | 2009-10-20 | 2012-12-18 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus to determine phase-change pressures |
US8955376B2 (en) | 2009-10-22 | 2015-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation fluid sampling control |
US8542353B2 (en) | 2010-09-30 | 2013-09-24 | Precision Energy Services, Inc. | Refractive index sensor for fluid analysis |
US8411262B2 (en) | 2010-09-30 | 2013-04-02 | Precision Energy Services, Inc. | Downhole gas breakout sensor |
RU2474685C2 (ru) * | 2011-05-05 | 2013-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера |
US9507047B1 (en) | 2011-05-10 | 2016-11-29 | Ingrain, Inc. | Method and system for integrating logging tool data and digital rock physics to estimate rock formation properties |
US9347299B2 (en) | 2013-12-20 | 2016-05-24 | Schlumberger Technology Corporation | Packer tool including multiple ports |
US9422811B2 (en) | 2013-12-20 | 2016-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | Packer tool including multiple port configurations |
US10598011B2 (en) * | 2016-08-15 | 2020-03-24 | Baker Hughes Incorporated | Segmented wireless production logging |
US10738600B2 (en) | 2017-05-19 | 2020-08-11 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | One run reservoir evaluation and stimulation while drilling |
US10704369B2 (en) | 2017-06-22 | 2020-07-07 | Saudi Arabian Oil Company | Simultaneous injection and fracturing interference testing |
US11852616B2 (en) * | 2021-01-07 | 2023-12-26 | Saudi Arabian Oil Company | High pressure high temperature direct fluid injection to gas chromatography in a PVT system |
US11913329B1 (en) | 2022-09-21 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Untethered logging devices and related methods of logging a wellbore |
Family Cites Families (28)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2708481A (en) * | 1951-07-26 | 1955-05-17 | Texas Co | Recovery of hydrocarbons from subsurface reservoirs |
US2747401A (en) * | 1952-05-13 | 1956-05-29 | Schlumberger Well Surv Corp | Methods and apparatus for determining hydraulic characteristics of formations traversed by a borehole |
US3611799A (en) * | 1969-10-01 | 1971-10-12 | Dresser Ind | Multiple chamber earth formation fluid sampler |
US3780575A (en) * | 1972-12-08 | 1973-12-25 | Schlumberger Technology Corp | Formation-testing tool for obtaining multiple measurements and fluid samples |
US3859851A (en) * | 1973-12-12 | 1975-01-14 | Schlumberger Technology Corp | Methods and apparatus for testing earth formations |
US4860581A (en) * | 1988-09-23 | 1989-08-29 | Schlumberger Technology Corporation | Down hole tool for determination of formation properties |
US4936139A (en) * | 1988-09-23 | 1990-06-26 | Schlumberger Technology Corporation | Down hole method for determination of formation properties |
US5201220A (en) * | 1990-08-28 | 1993-04-13 | Schlumberger Technology Corp. | Apparatus and method for detecting the presence of gas in a borehole flow stream |
US5167149A (en) * | 1990-08-28 | 1992-12-01 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for detecting the presence of gas in a borehole flow stream |
US5266800A (en) * | 1992-10-01 | 1993-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method of distinguishing between crude oils |
US6581455B1 (en) * | 1995-03-31 | 2003-06-24 | Baker Hughes Incorporated | Modified formation testing apparatus with borehole grippers and method of formation testing |
JP3160186B2 (ja) * | 1995-07-10 | 2001-04-23 | 核燃料サイクル開発機構 | 前方と側方の同時監視型ボアホールテレビを備えた水理試験装置 |
US6148664A (en) * | 1997-05-02 | 2000-11-21 | Testing Drill Collar, Ltd. | Method and apparatus for shutting in a well while leaving drill stem in the borehole |
US6843119B2 (en) * | 1997-09-18 | 2005-01-18 | Solinst Canada Limited | Apparatus for measuring and recording data from boreholes |
US5939717A (en) * | 1998-01-29 | 1999-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for determining gas-oil ratio in a geological formation through the use of spectroscopy |
US6062073A (en) * | 1998-09-08 | 2000-05-16 | Westbay Instruments, Inc. | In situ borehole sample analyzing probe and valved casing coupler therefor |
US6350986B1 (en) * | 1999-02-23 | 2002-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | Analysis of downhole OBM-contaminated formation fluid |
US6274865B1 (en) * | 1999-02-23 | 2001-08-14 | Schlumberger Technology Corporation | Analysis of downhole OBM-contaminated formation fluid |
GB2352041B (en) * | 1999-07-14 | 2002-01-23 | Schlumberger Ltd | Downhole sensing apparatus with separable elements |
DE60005369T2 (de) * | 1999-08-02 | 2004-06-24 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Verfahren zur bestimmung eines flüssigkeitskontaktniveaus in einer formation |
US6850317B2 (en) * | 2001-01-23 | 2005-02-01 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for determining velocity of oil in a flow stream |
US6501072B2 (en) * | 2001-01-29 | 2002-12-31 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for determining precipitation onset pressure of asphaltenes |
CN1256578C (zh) * | 2001-06-07 | 2006-05-17 | 西安石油大学 | 全储层取样测试器 |
US6729400B2 (en) * | 2001-11-28 | 2004-05-04 | Schlumberger Technology Corporation | Method for validating a downhole connate water sample |
US7002142B2 (en) * | 2002-06-26 | 2006-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | Determining dew precipitation and onset pressure in oilfield retrograde condensate |
US7725301B2 (en) * | 2002-11-04 | 2010-05-25 | Welldynamics, B.V. | System and method for estimating multi-phase fluid rates in a subterranean well |
EP1629177B1 (en) * | 2003-05-21 | 2007-04-18 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for determining an optimal pumping rate based on a downhole dew point pressure measurement |
US6938469B2 (en) * | 2003-08-06 | 2005-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining properties of formation fluids |
-
2006
- 2006-02-16 US US11/355,850 patent/US7445043B2/en active Active
- 2006-11-23 RU RU2006141459/03A patent/RU2427710C2/ru not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-02-16 MX MX2007001960A patent/MX2007001960A/es active IP Right Grant
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
MX2007001960A (es) | 2008-11-18 |
RU2427710C2 (ru) | 2011-08-27 |
US7445043B2 (en) | 2008-11-04 |
US20070187092A1 (en) | 2007-08-16 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2006141459A (ru) | Система и способ для обнаружения колебаний давления в пласте во время выполнения операций | |
EP2867461B1 (en) | Methods and systems for pressure testing components of a hydrocarbon well system | |
BR112014007824A2 (pt) | método e sistema de exploração para detecção de hidrocarbonetos | |
WO2004106942A3 (en) | Method for measuring fluid chemistry in drilling and production operations | |
US20140260694A1 (en) | Automated Tracer Sampling and Measurement System | |
US9638024B2 (en) | Early verification of a production well | |
WO2012103541A2 (en) | Pipe damage interpretation system | |
CN104832157A (zh) | 基于煤层钻孔气体参数检测的突出预测预报装置 | |
NO20101145L (no) | Fremgangsmate og deteksjonssystem for nedihulls utvasking | |
CN103439422A (zh) | 一种用于现场油气在线监测系统的检验方法 | |
EP4065815A1 (en) | Automated detection of plug and perforate completions, wellheads and wellsite operation status | |
CN102313772B (zh) | 油气田油套管损伤检测及评价方法 | |
CN115030708A (zh) | 一种基于不关井干扰试井的干扰井识别系统及方法 | |
CN110469522A (zh) | 一种排水系统的异常检测方法及装置 | |
CN205157280U (zh) | 一种录井样品气自动预处理装置 | |
CN202141425U (zh) | 一种工件表面精度检测工具 | |
CN202533140U (zh) | 血液分析仪试剂液面感应装置 | |
CN201943685U (zh) | 一种连续光谱气测录井装置 | |
MX2013014575A (es) | Sistema de remocion e instalacion de valvulas de elevacion de gas. | |
Bringedal et al. | Application of Virtual Flow Metering as a Backup or Alternative to Multiphase Flow Measuring Devices | |
CN201673108U (zh) | 一种油管腐蚀测试装置 | |
US11578587B2 (en) | Analysis of well operations using wellhead data | |
CN102945038A (zh) | 油井实时监控系统 | |
CA3097664C (en) | Radiochemical and chromatographic analysis system of tracers, in situ and in real time | |
CN214277006U (zh) | 一种职业病危害因素采样效率的检测装置 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171124 |