RU2010135337A - Способы и устройство для получения характеристик нефтесодержащей текучей среды и варианты их применения - Google Patents
Способы и устройство для получения характеристик нефтесодержащей текучей среды и варианты их применения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2010135337A RU2010135337A RU2010135337/15A RU2010135337A RU2010135337A RU 2010135337 A RU2010135337 A RU 2010135337A RU 2010135337/15 A RU2010135337/15 A RU 2010135337/15A RU 2010135337 A RU2010135337 A RU 2010135337A RU 2010135337 A RU2010135337 A RU 2010135337A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- group
- components
- property
- multicomponent
- properties
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 37
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract 33
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract 15
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 claims abstract 10
- 238000012886 linear function Methods 0.000 claims abstract 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 4
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 2
- 206010021137 Hypovolaemia Diseases 0.000 claims 2
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims 2
- 238000000611 regression analysis Methods 0.000 claims 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Information Retrieval, Db Structures And Fs Structures Therefor (AREA)
- Complex Calculations (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
1. Способ получения характеристик одного или нескольких свойств многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды, заключающийся в том, что: ! (а) сохраняют данные, представляющие, по меньшей мере, одно свойство для группы компонентов многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды; ! (б) получают, по меньшей мере, одно свойство для соответствующих компонентов группы на основе данных, сохраненных на этапе (а) и эмпирических соотношений, полученных из анализа базы данных давление-объем-температура; и ! (в) используют, по меньшей мере, одно свойство для соответствующих компонентов группы, полученных на этапе (б) для оценки или прогнозирования одного или нескольких свойств многокомпонентной текучей среды. ! 2. Способ по п.1, в котором данные на этапе (а) измеряют скважинным инструментом анализа текучей среды. ! 3. Способ по п.1, в котором: ! по меньшей мере, одно свойство группы компонентов является весовым процентом группы компонентов; и ! по меньшей мере, одно свойство соответствующих компонентов является весовым процентом соответствующих компонентов группы. ! 4. Способ по п.3, в котором компоненты группы являются алканами с определенным числом атомов углерода. ! 5. Способ по п.3, в котором эмпирическое соотношение подчиняется линейной функции от числа атомов углерода для соответствующих компонентов группы. ! 6. Способ по п.5, в котором эмпирическое соотношение основано на коэффициентах дозирования, подсчитанных согласно уравнению ! Ψi=A*CNi+B, ! где i изменяется в диапазоне целых чисел, соответствующих группе компонентов с определенным числом атомов углерода, Ψi коэффициент дозирования для алканового компонента с определен�
Claims (38)
1. Способ получения характеристик одного или нескольких свойств многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды, заключающийся в том, что:
(а) сохраняют данные, представляющие, по меньшей мере, одно свойство для группы компонентов многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды;
(б) получают, по меньшей мере, одно свойство для соответствующих компонентов группы на основе данных, сохраненных на этапе (а) и эмпирических соотношений, полученных из анализа базы данных давление-объем-температура; и
(в) используют, по меньшей мере, одно свойство для соответствующих компонентов группы, полученных на этапе (б) для оценки или прогнозирования одного или нескольких свойств многокомпонентной текучей среды.
2. Способ по п.1, в котором данные на этапе (а) измеряют скважинным инструментом анализа текучей среды.
3. Способ по п.1, в котором:
по меньшей мере, одно свойство группы компонентов является весовым процентом группы компонентов; и
по меньшей мере, одно свойство соответствующих компонентов является весовым процентом соответствующих компонентов группы.
4. Способ по п.3, в котором компоненты группы являются алканами с определенным числом атомов углерода.
5. Способ по п.3, в котором эмпирическое соотношение подчиняется линейной функции от числа атомов углерода для соответствующих компонентов группы.
6. Способ по п.5, в котором эмпирическое соотношение основано на коэффициентах дозирования, подсчитанных согласно уравнению
Ψi=A*CNi+B,
где i изменяется в диапазоне целых чисел, соответствующих группе компонентов с определенным числом атомов углерода, Ψi коэффициент дозирования для алканового компонента с определенным числом атомов углерода i в группе, А и В определяют регрессионным анализом в базе данных давление-объем-температура, и CNi является числом атомов углерода для алканового компонента с определенным числом атомов углерода i в группе.
7. Способ по п.6, в котором эмпирическое соотношение получают посредством нормализации коэффициентов дозирования.
8. Способ по п.1, в котором дополнительно
(г) получают, по меньшей мере, одно свойство, по меньшей мере, для одного конкретного компонента многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды на основе, по меньшей мере, одного свойства для соответствующего компонента группы, полученного на этапе (б) и эмпирического соотношения, полученного из анализа базы данных давление-объем-температура.
9. Способ по п.8, в котором, по меньшей мере, один конкретный компонент и соответствующий компонент на этапе (г) являются углеводородными компонентами с определенным числом атомов углерода, с конкретным компонентом, имеющим количество атомов углерода больше количества атомов углерода соответствующего компонента.
10. Способ по п.8, в котором, по меньшей мере, одно свойство включает в себя весовой процент конкретного компонента, при этом, эмпирическое соотношение подчиняется линейной функции в форме:
где WCx является весовым процентом для углеводородного компонента с определенным числом атомов углерода, полученным на этапе (б), С является константой, и WCy является весовым процентом конкретного компонента, полученным на этапе (г).
11. Способ по п.1, в котором на этапе (в), по меньшей мере, одно свойство, полученное на этапе (б) используют для построения модели по уравнениям состояния для прогнозирования одного или нескольких свойств многокомпонентной текучей среды.
12. Способ по п.11, в котором модель по уравнениям состояния прогнозирует свойства, выбранные из группы, включающей в себя:
I) свойства давление-объем-температура (такие как, фазное состояние, давление-температура вспышки, расширение постоянного состава, ступенчатое разгазирование, истощение постоянного объема, сепарирование, вязкость, объемный коэффициент пласта по нефти и газу, и коэффициент сжимаемости);
II) градиент состава и свойств;
III) образование газовых гидратов;
IV) осаждение парафина;
V) осаждение асфальтенов; и
VI) образование твердых отложений.
13. Способ получения характеристик одного или нескольких свойств многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды, заключающийся в том, что:
(а) получают характеристики, по меньшей мере, одного свойства для группы компонентов многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды, причем по меньшей мере, одно свойство группы включает в себя молекулярный вес и удельную плотность, причем молекулярный вес получают по эмпирическому соотношению на основе данных газонефтяного соотношения, и удельную плотность, получают из молекулярного веса;
(б) получают, по меньшей мере, одно свойство для соответствующих компонентов группы на основе, по меньшей мере, свойства для группы компонентов с характеристикой, полученной на этапе (а); и
(с) используют, по меньшей мере, одно свойство для соответствующих компонентов группы, полученное на этапе (б) для оценки или прогнозирования одного или нескольких свойств многокомпонентной текучей среды.
14. Способ по п.13, в котором данные газонефтяного соотношения измеряют скважинным инструментом анализа текучей среды.
15. Способ по п.13, в котором данные газонефтяного соотношения оценивают по эмпирическому соотношению на основе весовых процентов одного или нескольких алкановых компонентов многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды.
16. Способ по п.15, в котором эмпирическое соотношение для оценки газонефтяного соотношения основано на анализе базы данных давление-объем-температура.
17. Способ по п.16, в котором эмпирическое соотношение для оценки газонефтяного соотношения имеет форму
18. Способ по п.16, в котором эмпирическое соотношение для оценки газонефтяного соотношения имеет форму
19. Способ по п.13, в котором эмпирическое соотношение для получения молекулярного веса имеет форму
20. Способ по п.13, в котором эмпирическое соотношение для получения молекулярного веса имеет форму
MW=β1*GOR+β2.
21. Способ по п.13, в котором удельную плотность получают из молекулярного веса по уравнению в форме
SG=η1ln(MW)+η2.
22. Способ по п.21, в котором параметры η1, η2 получают посредством анализа базы данных давление-объем-температура.
23. Способ по п.13, в котором свойства соответствующих компонентов группы полученные на этапе (б) включают в себя весовые проценты для соответствующих компонентов группы.
24. Способ по п.23, в котором весовые проценты для соответствующих компонентов группы получают решением ряда следующих уравнении
lnWCi=D+E*CNi
25. Способ по п.13, в котором на этапе (в), по меньшей мере, одно свойство, полученное на этапе (б), используют для построения модели по уравнениям состояния для прогнозирования одного или нескольких свойств многокомпонентной текучей среды.
26. Способ по п.25, в котором модель по уравнениям состояния прогнозирует свойства выбранные из группы, включающей в себя:
I) свойства давление-объем-температура (такие как, фазное состояние, давление-температура вспышки, расширение постоянного состава, ступенчатое разгазирование, истощение постоянного объема, сепарирование, вязкость, объемный коэффициент пласта по нефти и газу, и коэффициент сжимаемости);
II) градиенты состава и свойств;
III) образование газовых гидратов;
IV) осаждение парафина;
V) осаждение асфальтена; и
VI) образование твердых отложений.
27. Компьютерная система обработки данных для получения характеристик одного или нескольких свойств многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды, содержащая:
(а) средство для сохранения данных, характеризующих, по меньшей мере, одно свойство для группы компонентов многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды;
(б) средство для получения, по меньшей мере, одного свойства для соответствующих компонентов группы на основе данных, сохраненных на этапе (а) и эмпирических соотношений, полученных посредством анализа базы данных давление-объем-температура; и
(в) средство для использования, по меньшей мере, одного свойства для соответствующих компонентов группы, полученных на этапе (б) для оценки или прогнозирования одного или нескольких свойств многокомпонентной текучей среды.
28. Компьютерная система по п.27, в которой:
по меньшей мере, одно свойство для группы компонентов содержит весовой процент группы компонентов; и,
по меньшей мере, одно свойство соответствующих компонентов группы содержит весовые проценты для соответствующих компонентов группы.
29. Компьютерная система по п.27, в которой компоненты группы являются алканами с определенным числом атомов углерода.
30. Компьютерная система обработки данных для получения характеристик одного или нескольких свойств многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды, содержащая:
(а) средство для получения характеристик, по меньшей мере, одного свойства для группы компонентов многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды, причем по меньшей мере, одно свойство группы включает в себя молекулярный вес и удельную плотность, при этом, молекулярный вес получают посредством эмпирического соотношения на основе данных газонефтяного соотношения, и удельную плотность получают из молекулярного веса;
(б) средство для получения по меньшей мере, одного свойства для соответствующих компонентов группы на основе, по меньшей мере, свойства для группы компонентов, характеристики которой получены на этапе (а); и
(с) средство для использования по меньшей мере, одного свойства для соответствующих компонентов группы полученного на этапе (б) для оценки или прогнозирования одного или нескольких свойств многокомпонентной текучей среды.
31. Компьютерная система по п.30, в которой данные газонефтяного соотношения измеряют скважинным инструментом анализа текучей среды.
32. Компьютерная система по п.30, в которой данные газонефтяного соотношения оценивают по эмпирическому соотношению на основе весовых процентов одного или нескольких алкановых компонентов многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды.
33. Запоминающее устройство для хранения программ, считываемое процессором компьютера, практически осуществляющим последовательность инструкций выполнения этапов способа получения характеристик одного или нескольких свойств многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды, причем способ заключается в том, что:
(а) сохраняют данные, характеризующие, по меньшей мере, одно свойство для группы компонентов многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды;
(б) получают, по меньшей мере, одно свойство для соответствующих компонентов группы на основе данных, сохраненных на этапе (а) и эмпирического соотношения, полученного анализом базы данных давление-объем-температура; и
(в) используют, по меньшей мере, одно свойство для соответствующих компонентов группы, полученного на этапе (б) для оценки или прогнозирования одного или нескольких свойств многокомпонентной текучей среды.
34. Запоминающее устройство по п.33, в котором:
по меньшей мере, одно свойство группы компонентов содержит весовой процент группы компонентов; и,
по меньшей мере, одно свойство для соответствующих групп компонентов содержит весовые проценты для соответствующих компонентов группы.
35. Запоминающее устройство по п.33, в котором компоненты группы являются алканами с определенным числом атомов углерода.
36. Запоминающее устройство для хранения программ, считываемое процессором компьютера, практически осуществляющим последовательность инструкций выполнения этапов способа получения характеристик одного или нескольких свойств многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды, причем способ заключается в том, что:
(а) получают характеристики, по меньшей мере, одного свойства для группы компонентов многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды, по меньшей мере, одного свойства группы, включающего в себя молекулярный вес и удельную плотность, при этом, молекулярный вес получают с помощью эмпирического соотношения на основе данных газонефтяного соотношения, и удельную плотность получают из молекулярного веса;
(б) получают, по меньшей мере, одно свойство для соответствующих компонентов группы на основе, по меньшей мере, свойства группы компонентов, характеристики которых получены на этапе (а); и
(с) используют, по меньшей мере, одно свойство соответствующих компонентов группы, полученное на этапе (б), для оценки или прогнозирования одного или нескольких свойств многокомпонентной текучей среды.
37. Запоминающее устройство по п.36, в котором данные газонефтяного соотношения измеряют скважинным инструментом анализа текучей среды.
38. Запоминающее устройство по п.36, в котором данные газонефтяного соотношения оценивают по эмпирическому соотношению на основе весовых процентов одного или нескольких алкановых компонентов многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US2313508P | 2008-01-24 | 2008-01-24 | |
| US61/023,135 | 2008-01-24 | ||
| US12/209,050 | 2008-09-11 | ||
| US12/209,050 US7920970B2 (en) | 2008-01-24 | 2008-09-11 | Methods and apparatus for characterization of petroleum fluid and applications thereof |
| PCT/IB2008/055439 WO2009093106A1 (en) | 2008-01-24 | 2008-12-18 | Methods and apparatus for characterization of petroleum fluid and applications thereof |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010135337A true RU2010135337A (ru) | 2012-02-27 |
| RU2527684C2 RU2527684C2 (ru) | 2014-09-10 |
Family
ID=40900095
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010135337/15A RU2527684C2 (ru) | 2008-01-24 | 2008-12-18 | Способы и устройство для получения характеристик нефтесодержащей текучей среды и варианты их применения |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7920970B2 (ru) |
| EP (1) | EP2240766A1 (ru) |
| AU (1) | AU2008348640B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0822190A2 (ru) |
| CA (1) | CA2712801A1 (ru) |
| MX (1) | MX2010007990A (ru) |
| MY (1) | MY153366A (ru) |
| RU (1) | RU2527684C2 (ru) |
| WO (1) | WO2009093106A1 (ru) |
Families Citing this family (83)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20100132450A1 (en) * | 2007-09-13 | 2010-06-03 | Pomerantz Andrew E | Methods for optimizing petroleum reservoir analysis |
| CA2702965C (en) | 2007-12-13 | 2014-04-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Parallel adaptive data partitioning on a reservoir simulation using an unstructured grid |
| WO2009138911A2 (en) | 2008-05-13 | 2009-11-19 | Schlumberger Canada Limited | Methods and apparatus for characterization of petroleum fluids contaminated with drilling mud |
| US8825408B2 (en) | 2008-06-13 | 2014-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Using models for equilibrium distributions of asphaltenes in the prescence of GOR gradients to determine sampling procedures |
| CA2709248C (en) * | 2009-07-10 | 2017-06-20 | Schlumberger Canada Limited | Method and apparatus to monitor reformation and replacement of co2/ch4 gas hydrates |
| US8996346B2 (en) | 2009-07-13 | 2015-03-31 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for characterization of petroleum fluid and application thereof |
| GB2486142B (en) | 2009-09-11 | 2015-01-07 | Schlumberger Holdings | Methods and apparatus for characterization of petroleum fluid employing analysis of high molecular weight components |
| CN102640163B (zh) | 2009-11-30 | 2016-01-20 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于储层模拟的适应性牛顿法 |
| WO2011077271A1 (en) | 2009-12-21 | 2011-06-30 | Schlumberger Canada Limited | Methods and apparatus for characterization of a petroleum reservoir employing compositional analysis of fluid samples and rock core extract |
| US8271248B2 (en) | 2010-04-01 | 2012-09-18 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for characterization of petroleum fluids and applications thereof |
| US9442217B2 (en) | 2010-04-21 | 2016-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for characterization of petroleum reservoirs employing property gradient analysis of reservoir fluids |
| US9134454B2 (en) | 2010-04-30 | 2015-09-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for finite volume simulation of flow |
| US9255475B2 (en) | 2010-05-07 | 2016-02-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for characterizing asphaltene instability in reservoir fluids |
| BR112012032052A2 (pt) | 2010-06-15 | 2016-11-08 | Exxonmobil Upstream Res Co | método e sistema para estabilizr métodos de formulação. |
| CA2803066A1 (en) | 2010-07-29 | 2012-02-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for machine-learning based simulation of flow |
| CA2805446C (en) | 2010-07-29 | 2016-08-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for machine-learning based simulation of flow |
| US9058445B2 (en) | 2010-07-29 | 2015-06-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for reservoir modeling |
| EP2606382A2 (en) | 2010-09-02 | 2013-06-26 | Services Pétroliers Schlumberger | Method to predict dense hydrocarbon saturations for high pressure high temperature |
| CA2810745A1 (en) * | 2010-09-20 | 2012-03-29 | Schlumberger Canada Limited | Methods for producing fluids from geological formation |
| WO2012039811A1 (en) | 2010-09-20 | 2012-03-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Flexible and adaptive formulations for complex reservoir simulations |
| GB2498117B (en) | 2010-09-28 | 2015-07-08 | Schlumberger Holdings | Methods for reservoir evaluation employing non-equilibrium compositional gradients |
| US8522600B2 (en) | 2010-10-12 | 2013-09-03 | Saudi Arabian Oil Company | Fluid compositional analysis by combined gas chromatographic and direct flash methods |
| US10012761B2 (en) | 2010-10-27 | 2018-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reconstructing dead oil |
| US10534871B2 (en) * | 2011-03-09 | 2020-01-14 | Schlumberger Technology Corporation | Method and systems for reservoir modeling, evaluation and simulation |
| CA2843929C (en) | 2011-09-15 | 2018-03-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Optimized matrix and vector operations in instruction limited algorithms that perform eos calculations |
| US9638681B2 (en) | 2011-09-30 | 2017-05-02 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time compositional analysis of hydrocarbon based fluid samples |
| CA2860860A1 (en) | 2012-01-18 | 2013-07-25 | Schlumberger Canada Limited | Method for characterization of hydrocarbon reservoirs |
| US9416647B2 (en) | 2012-01-31 | 2016-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for characterization of hydrocarbon reservoirs |
| MX353117B (es) | 2012-06-08 | 2017-12-20 | Schlumberger Technology Bv | Evaluacion de conectividad de yacimiento en yacimientos de hidrocarburos. |
| US11156741B2 (en) * | 2012-06-21 | 2021-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for formation tester data interpretation with diverse flow models |
| MY173312A (en) | 2012-06-29 | 2020-01-14 | Schlumberger Technology Bv | Method and apparatus for identifying fluid attributes |
| US10641750B2 (en) | 2012-08-03 | 2020-05-05 | Conocophillips Company | Petroleum-fluid property prediction from gas chromatographic analysis of rock extracts or fluid samples |
| US20150167456A1 (en) * | 2012-08-07 | 2015-06-18 | Halliburton Energy, Inc. | Methods of predicting a reservoir fluid behavior using an equation of state |
| US10036829B2 (en) | 2012-09-28 | 2018-07-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fault removal in geological models |
| US20140260586A1 (en) * | 2013-03-14 | 2014-09-18 | Schlumberger Technology Corporation | Method to perform rapid formation fluid analysis |
| US9606260B2 (en) | 2013-04-18 | 2017-03-28 | Schlumberger Technology Corporation | Oil based drilling mud filtrate contamination monitoring using gas to oil ratio |
| US9371917B2 (en) | 2013-04-30 | 2016-06-21 | General Electric Company | Fuel conditioning system |
| US10083258B2 (en) * | 2013-09-13 | 2018-09-25 | Schlumberger Technology Corporation | Combining downhole fluid analysis and petroleum systems modeling |
| WO2015052581A1 (en) * | 2013-10-01 | 2015-04-16 | Total Sa | Method for evaluating properties of a fluid medium |
| US10228325B2 (en) | 2013-10-04 | 2019-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole fluid analysis method and apparatus for determining viscosity |
| WO2015099766A1 (en) * | 2013-12-27 | 2015-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Synthetic gas-oil-ratio determination for gas dominant fluids |
| US10345481B2 (en) | 2013-12-30 | 2019-07-09 | Schlumberger Technology Corporation | Asphaltene gradient modeling methods |
| US9581014B2 (en) | 2014-01-27 | 2017-02-28 | Schlumberger Technology Corporation | Prediction of asphaltene onset pressure gradients downhole |
| US10577928B2 (en) | 2014-01-27 | 2020-03-03 | Schlumberger Technology Corporation | Flow regime identification with filtrate contamination monitoring |
| US10858935B2 (en) | 2014-01-27 | 2020-12-08 | Schlumberger Technology Corporation | Flow regime identification with filtrate contamination monitoring |
| US9557312B2 (en) * | 2014-02-11 | 2017-01-31 | Schlumberger Technology Corporation | Determining properties of OBM filtrates |
| US10605797B2 (en) | 2014-02-12 | 2020-03-31 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid analysis methods and apparatus for determining gas-oil ratio |
| CA2938447C (en) * | 2014-03-12 | 2020-08-04 | Landmark Graphics Corporation | Shared equation of state characterization of multiple fluids |
| SG11201605999PA (en) * | 2014-03-12 | 2016-08-30 | Landmark Graphics Corp | Simplified compositional models for calculating properties of mixed fluids in a common surface network |
| US10731460B2 (en) | 2014-04-28 | 2020-08-04 | Schlumberger Technology Corporation | Determining formation fluid variation with pressure |
| WO2016018723A1 (en) | 2014-07-30 | 2016-02-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for volumetric grid generation in a domain with heterogeneous material properties |
| WO2016028293A1 (en) * | 2014-08-20 | 2016-02-25 | Landmark Graphics Corporation | Optimizing computer hardware resource utilization when processing variable precision data |
| US10024755B2 (en) | 2014-09-30 | 2018-07-17 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for sample characterization |
| CA2963416A1 (en) | 2014-10-31 | 2016-05-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Handling domain discontinuity in a subsurface grid model with the help of grid optimization techniques |
| AU2015339883B2 (en) | 2014-10-31 | 2018-03-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods to handle discontinuity in constructing design space for faulted subsurface model using moving least squares |
| US10330665B2 (en) | 2014-11-05 | 2019-06-25 | Schlumberger Technology Corporation | Evaluating reservoir oil biodegradation |
| US11768191B2 (en) | 2014-11-06 | 2023-09-26 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for estimation of oil formation volume factor |
| US20190145242A1 (en) * | 2017-11-13 | 2019-05-16 | Schlumberger Technology Corporation | System and methodology for estimation of oil formation volume factor |
| US10371690B2 (en) | 2014-11-06 | 2019-08-06 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for correction of oil-based mud filtrate contamination on saturation pressure |
| US9458715B2 (en) | 2014-12-16 | 2016-10-04 | Schlumberger Technology Corporation | Determining the plus fraction of a gas chromatogram |
| US9664665B2 (en) | 2014-12-17 | 2017-05-30 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid composition and reservoir analysis using gas chromatography |
| US10352161B2 (en) | 2014-12-30 | 2019-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Applying shrinkage factor to real-time OBM filtrate contamination monitoring |
| CN105445444B (zh) * | 2015-11-18 | 2017-09-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 注空气采油过程中焦炭生成及理化性质研究的装置及方法 |
| US10781686B2 (en) | 2016-06-27 | 2020-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Prediction of fluid composition and/or phase behavior |
| US10633970B2 (en) * | 2016-08-11 | 2020-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid contamination determination for downhole fluid sampling tool |
| CN106568924B (zh) * | 2016-11-02 | 2019-04-12 | 杭州辛孚能源科技有限公司 | 基于原油宏观性质确定其分子组成的方法 |
| US10839114B2 (en) | 2016-12-23 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for stable and efficient reservoir simulation using stability proxies |
| WO2018187898A1 (en) * | 2017-04-10 | 2018-10-18 | General Electric Company | Wax risk assessment and mitigation using advanced data analytics and pipe flow modeling |
| US11814956B2 (en) | 2017-11-16 | 2023-11-14 | Schlumberger Technology Corporation | System and methodology for determining phase transition properties of native reservoir fluids |
| US10941645B2 (en) | 2018-01-03 | 2021-03-09 | Saudi Arabian Oil Company | Real-time monitoring of hydrocarbon productions |
| US20210125291A1 (en) * | 2019-10-23 | 2021-04-29 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for quantitative net pay and fluid determination from real-time gas data |
| CN110821453B (zh) * | 2019-11-07 | 2021-11-23 | 成都北方石油勘探开发技术有限公司 | 基于三维地质数值模型的注气油藏开发方案设计方法 |
| CA3164384A1 (en) * | 2019-12-13 | 2021-06-17 | Validere Technologies Inc. | System, method, and apparatus for predicting physical properties by indirect measurement |
| GB2597649B (en) * | 2020-07-06 | 2022-10-19 | Equinor Energy As | Reservoir fluid property estimation using mud-gas data |
| CN111783310B (zh) * | 2020-07-13 | 2021-02-09 | 成都理工大学 | 利用气井静温静压测试数据确定天然气偏差因子的方法 |
| EP3958271A1 (en) * | 2020-08-19 | 2022-02-23 | Abu Dhabi Company for Onshore Petroleum Operation Limited | Hydrocarbon fluid properties prediction using machinelearning-based models |
| US11773715B2 (en) | 2020-09-03 | 2023-10-03 | Saudi Arabian Oil Company | Injecting multiple tracer tag fluids into a wellbore |
| US11572786B2 (en) | 2020-12-23 | 2023-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual pump reverse flow through phase behavior measurements with a formation tester |
| CN114687732A (zh) * | 2020-12-31 | 2022-07-01 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 基于甲烷水合物的生产预测的系统和方法 |
| US11660595B2 (en) | 2021-01-04 | 2023-05-30 | Saudi Arabian Oil Company | Microfluidic chip with multiple porosity regions for reservoir modeling |
| US11534759B2 (en) | 2021-01-22 | 2022-12-27 | Saudi Arabian Oil Company | Microfluidic chip with mixed porosities for reservoir modeling |
| US20230054254A1 (en) * | 2021-08-17 | 2023-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reservoir And Production Simulation Using Asphaltene Onset Pressure Map |
| US12000278B2 (en) | 2021-12-16 | 2024-06-04 | Saudi Arabian Oil Company | Determining oil and water production rates in multiple production zones from a single production well |
Family Cites Families (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2322453A (en) * | 1940-09-23 | 1943-06-22 | Phillips Petroleum Co | Apparatus for controlling oil wells |
| US3859851A (en) | 1973-12-12 | 1975-01-14 | Schlumberger Technology Corp | Methods and apparatus for testing earth formations |
| US4994671A (en) | 1987-12-23 | 1991-02-19 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for analyzing the composition of formation fluids |
| SU1677625A1 (ru) * | 1988-07-07 | 1991-09-15 | МГУ им.М.В.Ломоносова | Способ подбора видов-мониторов из бурых и красных макроводорослей, в максимальной степени накапливающих т желые металлы дл контрол загр знени морской среды |
| 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 |
| 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 |
| US5266800A (en) | 1992-10-01 | 1993-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method of distinguishing between crude oils |
| US5331156A (en) | 1992-10-01 | 1994-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method of analyzing oil and water fractions in a flow stream |
| US6101447A (en) * | 1998-02-12 | 2000-08-08 | Schlumberger Technology Corporation | Oil and gas reservoir production analysis apparatus and method |
| FR2775095B1 (fr) * | 1998-02-18 | 2000-03-24 | Elf Exploration Prod | Methode de simulation pour predire en fonction du temps une composition detaillee d'un fluide produit par un reservoir |
| US6108608A (en) | 1998-12-18 | 2000-08-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of estimating properties of a multi-component fluid using pseudocomponents |
| FR2811430B1 (fr) | 2000-07-10 | 2002-09-06 | Inst Francais Du Petrole | Methode de modelisation permettant de predire en fonction du temps la composition detaillee de fluides porudits par un gisement souterrain en cours de production |
| US7249009B2 (en) | 2002-03-19 | 2007-07-24 | Baker Geomark Llc | Method and apparatus for simulating PVT parameters |
| AU2003304163A1 (en) * | 2002-08-21 | 2005-01-21 | Shell Oil Company | Method for measuring fluid chemistry in drilling and production operations |
| US7526953B2 (en) | 2002-12-03 | 2009-05-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for the downhole characterization of formation fluids |
| US7081615B2 (en) | 2002-12-03 | 2006-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for the downhole characterization of formation fluids |
| FR2853101B1 (fr) | 2003-03-28 | 2005-05-06 | Inst Francais Du Petrole | Methode de pseudoisation et d'eclatement pour decrire des fluides hydrocarbones |
| US7379819B2 (en) | 2003-12-04 | 2008-05-27 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir sample chain-of-custody |
| US7526418B2 (en) | 2004-08-12 | 2009-04-28 | Saudi Arabian Oil Company | Highly-parallel, implicit compositional reservoir simulator for multi-million-cell models |
| US7458258B2 (en) * | 2005-12-16 | 2008-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for oil composition determination |
| CN1971273A (zh) * | 2006-12-12 | 2007-05-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 凝析气藏流体恒体积衰竭试验方法 |
-
2008
- 2008-09-11 US US12/209,050 patent/US7920970B2/en active Active
- 2008-12-18 BR BRPI0822190-1A patent/BRPI0822190A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2008-12-18 RU RU2010135337/15A patent/RU2527684C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-12-18 MY MYPI2010003468A patent/MY153366A/en unknown
- 2008-12-18 CA CA2712801A patent/CA2712801A1/en not_active Abandoned
- 2008-12-18 AU AU2008348640A patent/AU2008348640B2/en not_active Ceased
- 2008-12-18 MX MX2010007990A patent/MX2010007990A/es active IP Right Grant
- 2008-12-18 EP EP08871187A patent/EP2240766A1/en not_active Withdrawn
- 2008-12-18 WO PCT/IB2008/055439 patent/WO2009093106A1/en active Application Filing
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BRPI0822190A2 (pt) | 2015-06-23 |
| WO2009093106A1 (en) | 2009-07-30 |
| EP2240766A1 (en) | 2010-10-20 |
| CA2712801A1 (en) | 2009-07-30 |
| RU2527684C2 (ru) | 2014-09-10 |
| MX2010007990A (es) | 2010-08-10 |
| AU2008348640B2 (en) | 2013-03-28 |
| MY153366A (en) | 2015-01-29 |
| US20090192768A1 (en) | 2009-07-30 |
| AU2008348640A1 (en) | 2009-07-30 |
| US7920970B2 (en) | 2011-04-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2010135337A (ru) | Способы и устройство для получения характеристик нефтесодержащей текучей среды и варианты их применения | |
| RU2395685C1 (ru) | Способы и устройство для анализа скважинных асфальтеновых градиентов и их применение | |
| Shokir | CO2–oil minimum miscibility pressure model for impure and pure CO2 streams | |
| Zhang et al. | A new diminishing interface method for determining the minimum miscibility pressures of light oil–CO2 systems in bulk phase and nanopores | |
| Li et al. | Phase behaviour of C3H8/n-C4H10/heavy-oil systems at high pressures and elevated temperatures | |
| Zhang et al. | Molecular simulation of CO2 solubility and its effect on octane swelling | |
| Al-Marhoun et al. | Prediction of crude oil viscosity curve using artificial intelligence techniques | |
| RU2004130852A (ru) | Способ и устройство для моделирования pvt-параметров | |
| EP3350591B1 (en) | Phase predictions using geochemical data | |
| Sie et al. | Laboratory experiments of field gas huff-n-puff for improving oil recovery from Eagle Ford Shale reservoirs | |
| Bartha et al. | Combined petroleum system modeling and comprehensive two-dimensional gas chromatography to improve understanding of the crude oil chemistry in the llanos basin, Colombia | |
| Mansour et al. | A simulation study of the effect of injecting carbon dioxide with nitrogen or lean gas on the minimum miscibility pressure | |
| CA2931753A1 (fr) | Procede d'exploitation d'un gisement d'hydrocarbures contenant des composes organo-soufres au moyen d'un modele thermo-cinetique et d'une simulation de reservoir compositionnelle | |
| Lindeloff et al. | Fluid-phase behaviour for a miscible-gas-injection EOR Project in a giant offshore oil field with large compositional variations | |
| Nnabuo et al. | Interpretation of Laboratory PVT Analysis Result a Case Study of a Niger Delta Field | |
| Babalola et al. | Model development of a suitable equation of state for multicomponent multiphase systems: application to crude oil phase stability requirements | |
| Nwankwo et al. | Improved Characterization of Heptane Plus Fraction of Niger Delta Light Crudes | |
| Nekekpemi et al. | A new empirical model for predicting flue gas miscibility for light oils | |
| Albahri | Enhanced method for predicting the properties of light petroleum fractions | |
| Carpenter | Laboratory investigation targets EOR techniques for organic-rich shales | |
| Mehrabian et al. | A new multi-sample EOS model for the gas condensate phase behavior analysis | |
| Wanat et al. | Quantification of Oil Recovery Mechanisms during Gas Injection EOR Coreflood Experiments | |
| Kosova et al. | Decline curve analyses and oil production forecast | |
| Chen et al. | A method for evaluating resource potential and oil mobility in liquid-rich shale plays—An example from upper Devonian Duvernay formation of the Western Canada Sedimentary Basin | |
| Baker et al. | New Correlation for Predicting Undersaturated Oil Compressibility for Mishrif Reservoir in the Southern Iraqi Oil Fields |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171219 |