RU2015133159A - Системы и способы оптимизации анализа подземных скважин и текучих сред с помощью инертных газов - Google Patents
Системы и способы оптимизации анализа подземных скважин и текучих сред с помощью инертных газов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2015133159A RU2015133159A RU2015133159A RU2015133159A RU2015133159A RU 2015133159 A RU2015133159 A RU 2015133159A RU 2015133159 A RU2015133159 A RU 2015133159A RU 2015133159 A RU2015133159 A RU 2015133159A RU 2015133159 A RU2015133159 A RU 2015133159A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- inert gases
- fluid
- gas
- information processing
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims 27
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 title claims 26
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 13
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims 24
- 230000010365 information processing Effects 0.000 claims 13
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims 1
Classifications
-
- 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
- E21B49/00—Testing 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
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
-
- 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
- E21B49/00—Testing 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
-
- 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
- E21B47/003—Determining well or borehole volumes
-
- 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
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/11—Locating fluid leaks, intrusions or movements using tracers; using radioactivity
-
- 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
- E21B49/00—Testing 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
- E21B49/005—Testing the nature of borehole walls or the formation by using drilling mud or cutting data
-
- 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
- E21B49/00—Testing 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
- E21B49/008—Testing 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 by injection test; by analysing pressure variations in an injection or production test, e.g. for estimating the skin factor
-
- 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
- G01N33/24—Earth materials
- G01N33/241—Earth materials for hydrocarbon content
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Claims (41)
1. Система оперативного контроля и управления текучей средой, содержащая:
систему обработки информации;
одно или более устройств измерения текучей среды, коммуникативно связанных с системой обработки информации, которая выполнена с возможностью определения объема или расхода одной или более текучих сред, вводимых в скважину или выходящих из нее;
устройство для закачивания газа, которое выполнено с возможностью введения одного или более инертных газов в текучую среду или скважину;
систему извлечения газа, выполненную с возможностью извлечения одной или более газовых проб из одной или более текучих сред, выходящих из скважины; и
газоанализатор, коммуникативно связанный с системой обработки информации и выполненный с возможностью приема одной или более газовых проб из системы извлечения газа;
причем система обработки информации выполнена с возможностью приема данных из газоанализатора, касающихся наличия одного или более инертных газов в газовых пробах и данных от одного или более устройств измерения текучей среды, касающихся объема или расхода одной или более текучих сред, вводимых в скважину или выходящих из нее; и
при этом система обработки информации выполнена с возможностью использования данных, получаемых из газоанализатора и одного или более устройств измерения текучей среды для определения одного или более параметров, выбранных из группы, состоящей из: общего объема скважины, времени запаздывания в скважине, характеристики потока в скважине, эффективности системы извлечения газа и любого их сочетания.
2. Система по п. 1, в которой система обработки информации выполнена с возможностью определения характеристик потока в скважине, выбранного из группы, состоящей из турбулентного потока, ламинарного потока и любого их сочетания.
3. Система по п. 1, в которой система обработки информации дополнительно выполнена с возможностью определения одного или более параметров, исходя по меньшей мере частично из одного или более следующих условий: относительные времена, за которые первое и второе количества одного или более инертных газов обеспечиваются в текучей среде или обнаруживаются, и количество одного или более инертных газов, обнаруживаемых в части текучей среды, которая циркулирует в части скважины.
4. Система по п. 1, в которой система обработки информации выполнена с возможностью использования данных, получаемых из газоанализатора и одного или более устройств измерения текучей среды для определения общего объема скважины, времени запаздывания в скважине и эффективности системы извлечения газа.
5. Система по п. 4, в которой система обработки информации выполнена с возможностью использования данных, получаемых из газоанализатора и одного или более устройств измерения текучей среды для определения общего объема скважины, времени запаздывания в скважине и эффективности системы извлечения газа, практически одновременно.
6. Система по п. 1, в которой система обработки информации выполнена с возможностью определения одного или более параметров по существу в реальном масштабе времени или около того.
7. Система по п. 1, в которой один или более инертных газов состоит по существу из одного инертного газа.
8. Система по п. 1, в которой один или более инертных газов содержит смесь инертных газов.
9. Система по п. 1, дополнительно содержащая интерфейс внешних связей, коммуникативно связанный с системой обработки информации, которая выполнена с возможностью разрешения доступа дистанционной системы обработки информации, коммуникативно связанной с интерфейсом внешних связей, к данным, получаемым или хранимым в системе обработки информации.
10. Способ оперативного контроля скважины, проходящей через подземную формацию, включающий в себя:
обеспечение первого количества одного или более инертных газов известного объема;
обеспечение циркулирования по меньшей мере части текучей среды и первого количества одного или более инертных газов в части скважины;
обнаружение второго количества одного или более инертных газов в части текучей среды, которая циркулирует в части скважины; и
определение одного или более параметров, относящихся к скважине, исходя по меньшей мере частично из одного или более следующих условий:
относительные времена, за которые первое и второе количества одного или более инертных газов, обеспечиваются или обнаруживаются, и
количество одного или более инертных газов, обнаруженных в части текучей среды, которая циркулирует в части скважины; и
причем один или более параметров, относящихся к скважине, выбираются из группы, состоящей из: общего объема скважины, времени запаздывания в скважине, характеристики потока в скважине и любого их сочетания.
11. Способ по п. 10, в котором обеспечение первого количества одного или более инертных газов известного объема включает в себя:
введение первого количества одного или более инертных газов в текучую среду и
запись времени, в течение которого первое количество одного или более инертных газов вводится в текучую среду.
12. Способ по п. 10, в котором определение одного или более параметров, относящихся к скважине, включает в себя определение общего объема скважины, времени запаздывания в скважине и эффективности системы извлечения газа.
13. Способ по п. 10, дополнительно содержащий определение характеристики потока в скважине, выбранного из группы, состоящей из турбулентного потока, ламинарного потока и любого их сочетания.
14. Способ по п. 10, в котором текучая среда содержит буровой раствор.
15. Способ по п. 10, в котором один или более параметров, относящихся к скважине, определяется по существу в реальном масштабе времени или около того.
16. Способ по п. 10, дополнительно содержащий доступ к данным, относящимся к одному или более параметров, времени, в течение которого количество одного или более инертных газов обеспечивается или обнаруживается, количеству одного или более инертных газов, обнаруживаемых в части текучей среды, циркулирующей в части скважины, или любому их сочетанию, из удаленного местоположения.
17. Способ определения эффективности системы извлечения газа, используемый для обработки проб текучих сред, циркулирующих в скважине, проходящей через подземную формацию, включающий в себя:
обеспечение первого количества одного или более инертных газов известного объема;
обеспечение циркулирования по меньшей мере части текучей среды и одного или более инертных газов в части скважины;
использование системы извлечения газа для извлечения одной или более газовых проб из части текучей среды;
обнаружение второго количества одного или более инертных газов в одной или более газовых пробах; и
определение эффективности системы извлечения газа, исходя по меньшей мере частично из отношения второго количества одного или более инертных газов, обнаруженных в одной или более газовых проб, к первому количеству одного или более инертных газов, имеющихся в текучей среде.
18. Способ по п. 17, в котором текучая среда содержит буровой раствор.
19. Способ по п. 17, в котором эффективность системы извлечения газа определяется по существу в реальном масштабе времени или около того.
20. Способ по п. 17, дополнительно включающий в себя доступ к данным, относящимся к эффективности системы извлечения газа, количеству одного или более инертных газов, обнаруженных в одной или более газовых проб, количеству имеющихся одного или более инертных газов или их сочетании из удаленного местонахождения.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2013/029924 WO2014137356A1 (en) | 2013-03-08 | 2013-03-08 | Systems and methods for optimizing analysis of subterranean well bores and fluids using noble gases |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015133159A true RU2015133159A (ru) | 2017-02-15 |
| RU2619613C2 RU2619613C2 (ru) | 2017-05-17 |
Family
ID=47902375
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015133159A RU2619613C2 (ru) | 2013-03-08 | 2013-03-08 | Системы и способы оптимизации анализа подземных скважин и текучих сред с помощью инертных газов |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10060258B2 (ru) |
| EP (1) | EP2964883B1 (ru) |
| CN (1) | CN104968890B (ru) |
| AU (1) | AU2013380989B2 (ru) |
| BR (1) | BR112015019079A2 (ru) |
| CA (1) | CA2900161C (ru) |
| MX (1) | MX2015010070A (ru) |
| RU (1) | RU2619613C2 (ru) |
| WO (1) | WO2014137356A1 (ru) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2534762B (en) * | 2013-11-25 | 2020-12-16 | Halliburton Energy Services Inc | Methods and systems for determining and using gas extraction correction coefficients at a well site |
| US9988901B2 (en) * | 2015-06-29 | 2018-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for determining gas extraction efficiency from a drilling fluid |
| IT201700098502A1 (it) * | 2017-09-01 | 2019-03-01 | Geolog S R L | Metodo per determinare una efficienza di estrazione di almeno una specie volatile contenuta in un fango di perforazione |
| EP3948104A4 (en) | 2019-04-04 | 2023-04-26 | Services Pétroliers Schlumberger | GEOTHERMAL PRODUCTION MONITORING SYSTEMS AND ASSOCIATED PROCESSES |
| US11326440B2 (en) | 2019-09-18 | 2022-05-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Instrumented couplings |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4246965A (en) * | 1979-09-04 | 1981-01-27 | Occidental Oil Shale, Inc. | Method for operating an in situ oil shale retort having channelling |
| US4887464A (en) * | 1988-11-22 | 1989-12-19 | Anadrill, Inc. | Measurement system and method for quantitatively determining the concentrations of a plurality of gases in drilling mud |
| US5273781A (en) * | 1991-08-15 | 1993-12-28 | Shu Wang M | Method of making blind fabric |
| US5277263A (en) | 1992-04-09 | 1994-01-11 | Amen Randall M | Method for measuring formation fluids in drilling fluid |
| US5501273A (en) * | 1994-10-04 | 1996-03-26 | Amoco Corporation | Method for determining the reservoir properties of a solid carbonaceous subterranean formation |
| US6585044B2 (en) * | 2000-09-20 | 2003-07-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method, system and tool for reservoir evaluation and well testing during drilling operations |
| US20020112888A1 (en) * | 2000-12-18 | 2002-08-22 | Christian Leuchtenberg | Drilling system and method |
| US7543481B2 (en) * | 2004-02-06 | 2009-06-09 | Bayer Healthcare, Llc | Fluid testing sensor having vents for directing fluid flow |
| US7337660B2 (en) * | 2004-05-12 | 2008-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for reservoir characterization in connection with drilling operations |
| US20100269579A1 (en) * | 2009-04-22 | 2010-10-28 | Schlumberger Technology Corporation | Detecting gas compounds for downhole fluid analysis using microfluidics and reagent with optical signature |
| CN102449263B (zh) * | 2009-05-27 | 2015-11-25 | 光学感应器控股有限公司 | 利用分布式感测器件进行井监测 |
| US8899348B2 (en) * | 2009-10-16 | 2014-12-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Surface gas evaluation during controlled pressure drilling |
| US8132452B1 (en) | 2009-11-10 | 2012-03-13 | Selman and Associates, Ltd | Method for sampling fluid from a well with a gas trap |
| US20110277996A1 (en) * | 2010-05-11 | 2011-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean flow barriers containing tracers |
| US20120134749A1 (en) * | 2010-11-15 | 2012-05-31 | Thomas Darrah | Using noble gas geochemistry to evaluate fluid migration in hydrocarbon bearing black shales |
| US8656993B2 (en) * | 2011-03-18 | 2014-02-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Measuring gas losses at a rig surface circulation system |
| CA2853312C (en) * | 2011-11-11 | 2019-09-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for reservoir surveillance utilizing a clumped isotope and/or noble gas data |
-
2013
- 2013-03-08 US US14/767,452 patent/US10060258B2/en active Active
- 2013-03-08 EP EP13710957.5A patent/EP2964883B1/en not_active Not-in-force
- 2013-03-08 WO PCT/US2013/029924 patent/WO2014137356A1/en active Application Filing
- 2013-03-08 RU RU2015133159A patent/RU2619613C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2013-03-08 BR BR112015019079A patent/BR112015019079A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2013-03-08 CA CA2900161A patent/CA2900161C/en not_active Expired - Fee Related
- 2013-03-08 MX MX2015010070A patent/MX2015010070A/es unknown
- 2013-03-08 AU AU2013380989A patent/AU2013380989B2/en not_active Ceased
- 2013-03-08 CN CN201380072445.4A patent/CN104968890B/zh not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN104968890A (zh) | 2015-10-07 |
| WO2014137356A1 (en) | 2014-09-12 |
| AU2013380989A1 (en) | 2015-07-09 |
| US10060258B2 (en) | 2018-08-28 |
| CA2900161C (en) | 2017-07-18 |
| EP2964883B1 (en) | 2017-08-16 |
| RU2619613C2 (ru) | 2017-05-17 |
| BR112015019079A2 (pt) | 2017-07-18 |
| US20150361792A1 (en) | 2015-12-17 |
| CA2900161A1 (en) | 2014-09-12 |
| MX2015010070A (es) | 2016-01-25 |
| EP2964883A1 (en) | 2016-01-13 |
| CN104968890B (zh) | 2018-06-26 |
| AU2013380989B2 (en) | 2016-08-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20200003599A1 (en) | Conductivity probe fluid property measurement systems and related methods | |
| RU2015133159A (ru) | Системы и способы оптимизации анализа подземных скважин и текучих сред с помощью инертных газов | |
| GB2567123A (en) | Gas isotope analysis | |
| US9593576B2 (en) | Methods and systems for determining and using gas extraction correction coefficients at a well site | |
| CN105888653A (zh) | 一种多段压裂水平井示踪找水方法 | |
| RU2016134036A (ru) | Индексы структурного различия верхних зон заполнения ордовикского известняка и способ их определения | |
| CN103003520B (zh) | 用于处理地层的方法和系统 | |
| Ali Almosa et al. | Improved Reservoir Surveillance through Injected Tracers in a Saudi Arabian Oil field: Case Study | |
| Michael Shook et al. | Early-time analysis of tracers for use in enhanced-oil-recovery flood optimization | |
| US20150377021A1 (en) | Reservoir Effluent Auto Sampler & Detection System for Tracers | |
| Al-Qasim et al. | Reservoir description insights from inter-well gas tracer test | |
| CN104533397B (zh) | 一种砂岩气层定量识别方法 | |
| Li et al. | Analysis of U‐tube sampling data based on modeling of CO2 injection into CH4 saturated aquifers | |
| CN104265259A (zh) | 产能跟踪与评价方法 | |
| CN106246154A (zh) | 产能跟踪与评价方法 | |
| CN109538199A (zh) | 一种煤系地层含气量评价方法、装置及电子设备 | |
| CN104047593B (zh) | 一种利用速度定位钻井微芯片示踪器深度的方法 | |
| Anisimov et al. | The use of tracers for reservoir characterization | |
| JP2013516560A (ja) | 貯留層の浸透率の推定 | |
| Shurunov et al. | Application of the HW with MSHF investigations to manage the development of low-permeability reservoirs | |
| CN104018832A (zh) | 一种地层水的电阻率的测量方法 | |
| US11879834B2 (en) | Fluid identification using optical data measurements | |
| WO2023183641A1 (en) | Systems and methods for quantifying and monitoring hydrocarbon volumes and surface gas emissions for wireline formation testing | |
| CN102928522A (zh) | 一种全脱值测量钻井液脱气效率的方法 | |
| Poulsen et al. | Characterization of Direct Fractures Using Real Time Offshore Detection of Deuterium Oxide Tracer |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200309 |