RU2014122122A - Направленное бурение с использованием оптического вычислительного элемента - Google Patents
Направленное бурение с использованием оптического вычислительного элемента Download PDFInfo
- Publication number
- RU2014122122A RU2014122122A RU2014122122/03A RU2014122122A RU2014122122A RU 2014122122 A RU2014122122 A RU 2014122122A RU 2014122122/03 A RU2014122122/03 A RU 2014122122/03A RU 2014122122 A RU2014122122 A RU 2014122122A RU 2014122122 A RU2014122122 A RU 2014122122A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- light
- wellbore
- wall
- optical
- optical computing
- Prior art date
Links
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 title claims abstract 43
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract 27
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract 35
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims abstract 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 14
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract 2
- 239000000463 material Substances 0.000 claims 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 claims 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 claims 1
- 238000007790 scraping Methods 0.000 claims 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
- G01N21/84—Systems specially adapted for particular applications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/002—Survey of boreholes or wells by visual inspection
- E21B47/0025—Survey of boreholes or wells by visual inspection generating an image of the borehole wall using down-hole measurements, e.g. acoustic or electric
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
- E21B47/135—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency using light waves, e.g. infrared or ultraviolet waves
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
- G01N21/17—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated
- G01N21/59—Transmissivity
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
1. Способ, содержащий:направление света от стенки ствола скважины к оптическому вычислительному элементу, причем оптический вычислительный элемент является оптическим устройством, осуществляющим вычисления по принимаемому свету при взаимодействии с принимаемым светом;анализ светового сигнала, выходящего из оптического вычислительного элемента в ответ на прием оптическим вычислительным элементом света от стенки ствола скважины; иопределение характеристики, связанной со стенкой ствола скважины, на основании анализа светового сигнала, выходящего из оптического вычислительного элемента.2. Способ по п. 1, причем данный способ включает в себя генерирование сигнала для направленного бурения на основании определенной характеристики.3. Способ по п. 2, в котором генерирование сигнала для направленного бурения включает в себя геоуправление бурением.4. Способ по п. 3, в котором геоуправление бурением включает в себя удержание ствола скважины в углеводородном продуктивном пласте.5. Способ по п. 2, в котором генерирование сигнала для направленного бурения включает в себя генерирование мониторингового сигнала для обеспечения заблаговременного предупреждения об условиях безопасности бурения.6. Способ по п. 1 или 2, в котором определение характеристики, связанной со стенкой ствола скважины, включает в себя определение одной или нескольких из следующих характеристик: пористость стенки ствола скважины, состав стенки ствола скважины или измерение пластовой текучей среды, соответствующей стенке ствола скважины.7. Способ по п. 1, причем данный способ включает в себя генерирование зондирующего света, направленного на стенк�
Claims (25)
1. Способ, содержащий:
направление света от стенки ствола скважины к оптическому вычислительному элементу, причем оптический вычислительный элемент является оптическим устройством, осуществляющим вычисления по принимаемому свету при взаимодействии с принимаемым светом;
анализ светового сигнала, выходящего из оптического вычислительного элемента в ответ на прием оптическим вычислительным элементом света от стенки ствола скважины; и
определение характеристики, связанной со стенкой ствола скважины, на основании анализа светового сигнала, выходящего из оптического вычислительного элемента.
2. Способ по п. 1, причем данный способ включает в себя генерирование сигнала для направленного бурения на основании определенной характеристики.
3. Способ по п. 2, в котором генерирование сигнала для направленного бурения включает в себя геоуправление бурением.
4. Способ по п. 3, в котором геоуправление бурением включает в себя удержание ствола скважины в углеводородном продуктивном пласте.
5. Способ по п. 2, в котором генерирование сигнала для направленного бурения включает в себя генерирование мониторингового сигнала для обеспечения заблаговременного предупреждения об условиях безопасности бурения.
6. Способ по п. 1 или 2, в котором определение характеристики, связанной со стенкой ствола скважины, включает в себя определение одной или нескольких из следующих характеристик: пористость стенки ствола скважины, состав стенки ствола скважины или измерение пластовой текучей среды, соответствующей стенке ствола скважины.
7. Способ по п. 1, причем данный способ включает в себя генерирование зондирующего света, направленного на стенку ствола скважины таким образом, что перенаправление зондирующего сигнала от стенки ствола скважины обеспечивает свет, направленный от стенки ствола скважины к оптическому вычислительному элементу.
8. Способ по п. 7, в котором генерирование зондирующего света включает в себя использование зонда таким образом, что зонд физически контактирует со стенкой ствола скважины, а зондирующий свет проходит от зонда к стенке ствола скважины.
9. Способ по п. 8, причем данный способ включает в себя соскребание материала со стенки ствола скважины с использованием зонда.
10. Способ по п. 7, в котором генерирование зондирующего света включает в себя передачу зондирующего света от источника, расположенного в инструменте, содержащем оптическое вычислительное устройство, через текучую среду к стенке ствола скважины.
11. Способ по п. 1, причем данный способ включает в себя определение значений характеристики, связанной со стенкой ствола скважины, во время перемещения инструмента, на котором расположено оптическое вычислительное устройство, вдоль длины ствола скважины; и генерирование двухмерной карты стенки ствола скважины по этим значениям.
12. Способ по п. 11, причем данный способ включает в себя мониторинг загрязнения бурового раствора путем анализа светового сигнала, выходящего из оптического вычислительного элемента, с частотой света, в свете, направляемом к оптическому вычислительному элементу, для которого буровой раствор является прозрачным.
13. Способ, содержащий
использование одного или нескольких оптических вычислительных элементов для определения оптической характеристики бурового раствора в бурильной колонне при бурении, причем оптический вычислительный элемент является оптическим устройством, осуществляющим вычисления по принимаемому свету при взаимодействии с принимаемым светом;
использование одного или нескольких оптических вычислительных элементов для определения оптической характеристики текучей среды в кольцевом пространстве бурильной колонны; и
мониторинг разницы между оптической характеристикой бурового раствора и оптической характеристикой текучей среды в кольцевом пространстве.
14. Способ по п. 13, причем данный способ включает в себя измерение текучих сред, протекающих в пласт из-за бурения в месте нахождения бурового долота в процессе бурения.
15. Способ по п. 13, причем данный способ включает в себя использование только одного оптического вычислительного элемента.
16. Способ по п. 13, причем данный способ включает в себя определение характеристики, связанной с текучей средой в кольцевом пространстве, на основании мониторинга разницы между оптической характеристикой бурового раствора и оптической характеристикой текучей среды в кольцевом пространстве; и генерирование сигнала для направленного бурения на основании определенной характеристики.
17. Способ по п. 16, в котором генерирование сигнала для направленного бурения содержит геоуправление бурением или генерирование управляющего сигнала для заблаговременного предупреждения об условиях безопасности бурения.
18. Машиночитаемое устройство хранения, содержащее сохраненные на нем инструкции, которые, при их выполнении машиной, приводят к выполнению машиной операций, содержащих способ по любому из п.п. 1-17.
19. Система, содержащая:
оптический вычислительный элемент, расположенный в корпусе, выполненном с возможностью крепления к бурильной колонне;
окно в корпусе, выполненное с возможностью получения света извне корпуса таким образом, чтобы свет был направлен из области снаружи бурильной колонны к оптическому вычислительному элементу, когда корпус установлен на бурильной колонне; и
аналитический блок, предназначенный для обеспечения сигнала на основании сигнала, выходящего из оптического вычислительного элемента в ответ на прием оптическим вычислительным элементом света из области снаружи бурильной колонны, обеспечиваемый сигнал предназначен для направленного бурения на основании характеристики области, определенной по сигналу, выходящему из оптического вычислительного элемента.
20. Система по п. 19, причем данная система дополнительно содержит оптический источник для генерирования света, отражаемого извне корпуса таким образом, чтобы отраженный свет обеспечивал принимаемый свет, направленный к оптическому вычислительному элементу.
21. Система по п. 20, причем данная система содержит дополнительное окно, выполненное таким образом, чтобы сгенерированный оптическим источником, расположенным в корпусе, свет выходил из корпуса, отражаясь извне корпуса.
22. Система по п. 19, причем данная система содержит зонд, предназначенный для генерирования зондирующего света, при этом зонд физически расположен на корпусе для контакта со стенкой ствола скважины таким образом, чтобы зондирующий свет, проходящий от зонда к стенке ствола скважины, обеспечивал принимаемый извне корпуса свет.
23. Система по п. 22, в которой зонд выполнен с возможностью соскребания материала со стенки ствола скважины.
24. Система по любому из п.п. 19-23, причем данная система содержит оптические детекторы, расположенные соотносительно оптических вычислительных элементов для измерения света, направленного от оптического вычислительного элемента к соответствующему оптическому детектору.
25. Система по п. 24, в которой расположение оптических детекторов связано с аналитическим блоком для обеспечения сигналов к аналитическому блоку, выполненному с возможностью определения разницы между буровым раствором в бурильной колонне в процессе бурения и текучей средой в кольцевом пространстве бурильной колонны на основании сигналов.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2011/060782 WO2013074089A1 (en) | 2011-11-15 | 2011-11-15 | Directing a drilling operation using an optical computation element |
Related Child Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016141140A Division RU2016141140A (ru) | 2016-10-20 | 2016-10-20 | Направленное бурение с использованием оптического вычислительного элемента |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014122122A true RU2014122122A (ru) | 2015-12-27 |
| RU2613666C2 RU2613666C2 (ru) | 2017-03-21 |
Family
ID=45044740
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014122122A RU2613666C2 (ru) | 2011-11-15 | 2011-11-15 | Направленное бурение с использованием оптического вычислительного элемента |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9733191B2 (ru) |
| EP (1) | EP2780546B1 (ru) |
| CN (1) | CN103946481B (ru) |
| AU (1) | AU2011381034B2 (ru) |
| BR (1) | BR112014011732A2 (ru) |
| CA (1) | CA2854443C (ru) |
| RU (1) | RU2613666C2 (ru) |
| WO (1) | WO2013074089A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2728026C2 (ru) * | 2016-04-22 | 2020-07-28 | Бейкер Хьюз, Э Джии Компани, Ллк | Система и способы управления наклонно-направленным бурением |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9733191B2 (en) | 2011-11-15 | 2017-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directing a drilling operation using an optical computation element |
| EP2834451A1 (en) * | 2012-06-10 | 2015-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Initiator device for a downhole tool |
| CA2883522C (en) | 2012-08-31 | 2018-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for analyzing downhole drilling parameters using an opto-analytical device |
| EP2890988A4 (en) | 2012-08-31 | 2016-07-20 | Halliburton Energy Services Inc | SYSTEM AND METHOD FOR DETECTING VIBRATIONS USING AN OPTO-ANALYTICAL DEVICE |
| US9885234B2 (en) * | 2012-08-31 | 2018-02-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for measuring temperature using an opto-analytical device |
| CA2883247C (en) | 2012-08-31 | 2017-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for analyzing cuttings using an opto-analytical device |
| CA2883243C (en) | 2012-08-31 | 2019-08-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for detecting drilling events using an opto-analytical device |
| CA2883253C (en) | 2012-08-31 | 2019-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for measuring gaps using an opto-analytical device |
| WO2014035425A1 (en) | 2012-08-31 | 2014-03-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for determining torsion using an opto-analytical device |
| AU2014386802B2 (en) | 2014-03-21 | 2016-12-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Manufacturing process for integrated computational elements |
| US10371637B1 (en) * | 2015-09-18 | 2019-08-06 | Kejr, Inc. | Soil imaging probe and method of processing soil image to detect hydrocarbon contamination |
| CN111155985A (zh) * | 2019-12-31 | 2020-05-15 | 陕西明泰电子科技发展有限公司 | 一种用于钻杆内的通信方法和钻具通讯装置 |
| US11248455B2 (en) | 2020-04-02 | 2022-02-15 | Saudi Arabian Oil Company | Acoustic geosteering in directional drilling |
| EP4158144A1 (en) | 2020-05-26 | 2023-04-05 | Saudi Arabian Oil Company | Geosteering in directional drilling |
| US12000277B2 (en) | 2020-05-26 | 2024-06-04 | Saudi Arabian Oil Company | Water detection for geosteering in directional drilling |
| US11459881B2 (en) * | 2020-05-26 | 2022-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optical signal based reservoir characterization systems and methods |
| EP4158153A1 (en) | 2020-05-26 | 2023-04-05 | Saudi Arabian Oil Company | Instrumented mandrel for coiled tubing drilling |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5303165A (en) * | 1992-02-12 | 1994-04-12 | The Perkin-Elmer Corporation | Standardizing and calibrating a spectrometric instrument |
| US6206108B1 (en) * | 1995-01-12 | 2001-03-27 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system with integrated bottom hole assembly |
| US5898517A (en) * | 1995-08-24 | 1999-04-27 | Weis; R. Stephen | Optical fiber modulation and demodulation system |
| RU2230343C2 (ru) | 2001-08-14 | 2004-06-10 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Способ геонавигации горизонтальных скважин |
| US7697141B2 (en) | 2004-12-09 | 2010-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | In situ optical computation fluid analysis system and method |
| WO2007062202A1 (en) | 2005-11-28 | 2007-05-31 | University Of South Carolina | Novel multivariate optical elements for optical analysis system |
| US7687770B2 (en) | 2007-01-19 | 2010-03-30 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for multi dimension fluorescence spectrum measurement downhole |
| WO2008106391A1 (en) | 2007-02-28 | 2008-09-04 | University Of South Carolina | Design of multivariate optical elements for nonlinear calibration |
| US9404360B2 (en) * | 2008-02-12 | 2016-08-02 | Baker Hughes Incorporated | Fiber optic sensor system using white light interferometry |
| WO2010014265A1 (en) | 2008-03-18 | 2010-02-04 | Halliburton Energy Services Inc. | Apparatus and method for detecting pressure signals |
| US8347985B2 (en) | 2008-04-25 | 2013-01-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mulitmodal geosteering systems and methods |
| US20120133367A1 (en) | 2009-08-20 | 2012-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture Characterization Using Directional Electromagnetic Resistivity Measurements |
| AU2009351544B2 (en) | 2009-08-21 | 2013-09-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Nanofiber spectral analysis |
| EP2317068A1 (en) * | 2009-10-30 | 2011-05-04 | Welltec A/S | Scanning tool |
| WO2011063086A1 (en) | 2009-11-19 | 2011-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole optical radiometry tool |
| MY160092A (en) | 2010-03-09 | 2017-02-28 | Halliburton Energy Services Inc | Optical detection apparatus with means for selecting an optical detector and/or a detector amplifier |
| US9733191B2 (en) | 2011-11-15 | 2017-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directing a drilling operation using an optical computation element |
-
2011
- 2011-11-15 US US14/357,496 patent/US9733191B2/en active Active
- 2011-11-15 RU RU2014122122A patent/RU2613666C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-11-15 BR BR112014011732A patent/BR112014011732A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2011-11-15 WO PCT/US2011/060782 patent/WO2013074089A1/en active Application Filing
- 2011-11-15 CN CN201180074866.1A patent/CN103946481B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-11-15 CA CA2854443A patent/CA2854443C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-11-15 AU AU2011381034A patent/AU2011381034B2/en not_active Ceased
- 2011-11-15 EP EP11788298.5A patent/EP2780546B1/en active Active
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2728026C2 (ru) * | 2016-04-22 | 2020-07-28 | Бейкер Хьюз, Э Джии Компани, Ллк | Система и способы управления наклонно-направленным бурением |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2854443C (en) | 2016-10-18 |
| US20140311803A1 (en) | 2014-10-23 |
| CA2854443A1 (en) | 2013-05-23 |
| AU2011381034A1 (en) | 2014-05-22 |
| AU2011381034B2 (en) | 2016-02-25 |
| US9733191B2 (en) | 2017-08-15 |
| WO2013074089A1 (en) | 2013-05-23 |
| RU2613666C2 (ru) | 2017-03-21 |
| EP2780546A1 (en) | 2014-09-24 |
| CN103946481A (zh) | 2014-07-23 |
| CN103946481B (zh) | 2017-03-08 |
| BR112014011732A2 (pt) | 2017-05-09 |
| EP2780546B1 (en) | 2020-02-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2014122122A (ru) | Направленное бурение с использованием оптического вычислительного элемента | |
| RU2607826C2 (ru) | Скважинный инструмент для определения скорости потока | |
| US10415373B2 (en) | Submersible pump monitoring | |
| RU2683382C2 (ru) | Пространственно-направленные измерения с использованием нейтронных источников | |
| BRPI1013233B1 (pt) | Aparelho e método para detectar um influxo de gás em um fluido de furo de poço durante operações de perfuração | |
| BR112016025899B1 (pt) | Método para obtenção de uma indicação de influxo de fluido e aparelho de detecção acústica distribuída | |
| CN102334024A (zh) | 基于干涉测量的井下分析工具 | |
| NO343897B1 (no) | Nedihullssarter selektive optiske fibersensorsystemer og fremgangsmåter | |
| NO344294B1 (no) | Brønnhullsanordning og en fremgangsmåte for å estimere fluidforurensning nede i et 5 brønnhull. | |
| NO320981B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for maling av gass-stromningsrate i flerfase-bronnstrom i naer-horisontale borehullseksjoner | |
| RU2009114158A (ru) | Устройство и способ оценки текучей среды для обслуживания скважины с использованием рентгеновского излучения | |
| CA2944352A1 (en) | Attenuation correction for distributed temperature sensors using antistokes to rayleigh ratio | |
| US10254438B2 (en) | Adaptive feedback for phase estimation and adjustment | |
| BR112017015598B1 (pt) | Sistema para determinar a densidade e viscosidade de um fluido do fundo do poço, e, método para determinar a densidade e viscosidade de um fluido do fundo do poço | |
| WO2022212204A1 (en) | Laser doppler velocimetry-based flow sensor for downhole measurements in oil pipes | |
| NO20151436A1 (en) | Device and method for temperature detection and measurement using integrated computational elements | |
| AU2017201319B2 (en) | Device and method for corrosion detection and formation evaluation using integrated computational elements | |
| US20180112526A1 (en) | Moveable Assembly for Simultaneous Detection of Analytic and Compensation Signals in Optical Computing | |
| RU2016141140A (ru) | Направленное бурение с использованием оптического вычислительного элемента | |
| RU2520110C1 (ru) | Устройство дистанционного контроля параметров раствора в желобе буровой установки | |
| RU2085726C1 (ru) | Устройство для одновременного измерения параметров бурового раствора | |
| BR112017005427B1 (pt) | Método para analisar uma amostra de fluido de fundo de poço e ferramenta de fundo de poço para analisar uma amostra de fluido de fundo de poço | |
| RU122434U1 (ru) | Скважинное фотометрическое устройство | |
| CA2615140A1 (en) | Flow density tool | |
| GB2558448A (en) | Device and method for corrosion detection and formation evaluation using integrated computational elements |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201116 |