RU2015134750A - Коррекция поверхностного газа с помощью модели равновесия вклада групп - Google Patents

Коррекция поверхностного газа с помощью модели равновесия вклада групп Download PDF

Info

Publication number
RU2015134750A
RU2015134750A RU2015134750A RU2015134750A RU2015134750A RU 2015134750 A RU2015134750 A RU 2015134750A RU 2015134750 A RU2015134750 A RU 2015134750A RU 2015134750 A RU2015134750 A RU 2015134750A RU 2015134750 A RU2015134750 A RU 2015134750A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
gas
fluid
contribution
component
Prior art date
Application number
RU2015134750A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2618762C2 (ru
Inventor
Мэтью Д. РОУ
Original Assignee
Халлибертон Энерджи Сервисез Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Халлибертон Энерджи Сервисез Инк. filed Critical Халлибертон Энерджи Сервисез Инк.
Publication of RU2015134750A publication Critical patent/RU2015134750A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2618762C2 publication Critical patent/RU2618762C2/ru

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/005Testing the nature of borehole walls or the formation by using drilling mud or cutting data
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N33/00Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
    • G01N33/24Earth materials
    • G01N33/241Earth materials for hydrocarbon content
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/08Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N33/00Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
    • G01N33/26Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
    • G01N33/28Oils, i.e. hydrocarbon liquids
    • G01N33/2823Raw oil, drilling fluid or polyphasic mixtures
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N7/00Analysing materials by measuring the pressure or volume of a gas or vapour
    • GPHYSICS
    • G16INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR SPECIFIC APPLICATION FIELDS
    • G16ZINFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR SPECIFIC APPLICATION FIELDS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G16Z99/00Subject matter not provided for in other main groups of this subclass

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • Food Science & Technology (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Other Investigation Or Analysis Of Materials By Electrical Means (AREA)
  • Processing Of Solid Wastes (AREA)
  • Sampling And Sample Adjustment (AREA)

Claims (73)

1. Способ получения характеристик пластового флюида, включающий в себя:
извлечение пробы газа из флюида, подверженного воздействию пласта во время скважинных операций;
измерение температуры пробы газа;
определение из пробы газа молярного вклада паровой фазы каждого из одного или более требуемых компонентов в указанном флюиде;
определение парциального давления паров для каждого требуемого компонента с использованием указанной температуры;
определение молярного вклада жидкой фазы каждого требуемого компонента с использованием определенного парциального давления пара, определенного молярного вклада паровой фазы и уравнения состояния для описания вклада равновесия пар-жидкость; и
вычитание известного химического состава указанного бурового флюида из суммы определенных молярных вкладов паровой фазы и жидкой фазы всех компонентов для получения характеристик пластового флюида.
2. Способ по п. 1, в котором извлечение пробы газа включает в себя извлечение пробы газа входящего или выходящего потоков.
3. Способ по п. 1, в котором вычисление молярного вклада жидкой фазы каждого компонента дополнительно включает в себя:
для каждого из одного или более компонентов приравнивание летучести жидкой фазы к летучести паровой фазы, причем летучесть паровой фазы является математическим произведением молярного вклада паровой фазы, коэффициента летучести паровой фазы компонента в флюиде, и давления, а летучесть жидкой фазы является математическим произведением по меньшей мере молярного вклада жидкой фазы, коэффициента летучести жидкой фазы компонента как чистого вещества при насыщении, и коэффициента активности компонента; и
для всех из одного или более компонентов вместе одновременное решение системы уравнений состояния для описания вклада для молярного вклада (вкладов) жидкой фазы и коэффициента (коэффициентов) активности.
4. Способ по п. 3, в котором коэффициент (коэффициенты) активности основываются на уравнениях из одной из группы, содержащей универсальную квазихимическую модель коэффициента активности, универсальную квазихимическую модель коэффициента активности функциональных групп, модифицированную универсальную квазихимическую модель коэффициента активности функциональных групп и Дортмундскую модифицированную универсальную квазихимическую модель коэффициента активности функциональных групп.
5. Способ по п. 1, в котором определение парциального давления пара для каждого компонента дополнительно включает в себя расчет парциального давления пара для каждого компонента с помощью уравнения Антуана для давления пара.
6. Способ по п. 1, дополнительно включающий в себя:
извлечение пробы газа входящего потока при температуре входящего потока и давлении входящего потока из входящего потока флюида, поступающего в скважину в пласте, во время скважинных работ;
измерение пробы газа входящего потока для определения молярного вклада паровой фазы входящего потока каждого из компонентов во входящем потоке флюида;
определение парциального давления пара входящего потока для каждого компонента с использованием температуры входящего потока; и
определение молярного вклада жидкой фазы входящего потока каждого компонента с использованием парциального давления пара входящего потока, молярного вклада паровой фазы входящего потока и уравнения состояния для описания вклада равновесия пар-жидкость,
благодаря чему молярные вклады паровой фазы входящего потока и жидкой фазы входящего потока всех компонентов и известный химический состав исходного флюида вместе определяют состав флюида входящего потока, тем самым компенсируя рециркулируемый пластовый газ во входящем потоке флюида.
7. Способ по п. 1, дополнительно включающий в себя:
извлечение объема пробы газа с помощью газа-носителя;
использование по меньшей мере одного элемента из группы, содержащей газохроматограф или масс-спектрометр, для измерения молярного вклада паровой фазы каждого компонента;
удаление вклада газа-носителя из молярной концентрации (концентраций) паровой фазы; и
нормализацию пластового флюида по объему пласта, пробуренного на линейную глубину.
8. Система для получения характеристик пластового флюида, содержащая:
газовый экстрактор, соединенный по текучей среде с потоком флюида в системе циркуляции скважинного флюида;
датчик температуры, соединенный с экстрактором;
датчик давления, соединенный с экстрактором;
газоанализатор, который выборочно создает выходные данные, соответствующие молярному вкладу паровой фазы каждого из одного или более требуемых компонентов в указанном флюиде, когда он подвержен воздействию пробы газа флюида, полученной газовым экстрактором; и
систему обработки информации, соединенную с датчиком температуры, датчиком давления и газоанализатором и включающую в себя процессор и запоминающее устройство, содержащие набор команд, который при выполнении процессором приводит к тому, что процессор:
определяет парциальное давление пара для каждого компонента с использованием температуры пробы газа;
вычисляет молярный вклад жидкой фазы каждого требуемого компонента с использованием парциального давления пара и молярный вклад паровой фазы согласно уравнению состояния для описания вклада равновесия пар-жидкость и
вычитает известный химический состав указанного флюида из суммы определенных молярных вкладов паровой фазы и жидкой фазы всех компонентов для получения характеристик пластового флюида.
9. Система по п. 8, в которой проба газа является пробой газа выходящего или входящего потока.
10. Система по п. 8, в которой набор команд дополнительно приводит к тому, что процессор:
для каждого из одного или более компонентов приравнивает летучесть жидкой фазы к летучести паровой фазы, причем летучесть паровой фазы является математическим произведением молярного вклада паровой фазы, коэффициента летучести паровой фазы компонента в флюиде, и давления, причем летучесть жидкой фазы является математическим произведением по меньшей мере молярного вклада жидкой фазы выходящего потока, коэффициента летучести жидкой фазы компонента как чистого вещества при насыщении, и коэффициента активности компонента; и
для всех из одного или более компонентов вместе одновременно решает систему уравнений состояния для молярного вклада (вкладов) жидкой фазы и коэффициента (коэффициентов) активности.
11. Система по п. 10, в которой коэффициент (коэффициенты) активности основаны на уравнениях из одной из группы, содержащей универсальную квазихимическую модель коэффициента активности, универсальную квазихимическую модель коэффициента активности функциональных групп, модифицированную универсальную квазихимическую модель коэффициента активности функциональных групп и Дортмундскую модифицированную универсальную квазихимическую модель коэффициента активности функциональных групп.
12. Система по п. 8, в которой набор команд дополнительно вызывает вычисление процессором парциального давления пара для каждого компонента с помощью уравнения Антуана для давления пара.
13. Система по п. 8, в которой газоанализатор включает в себя по меньшей мере один элемент из группы, содержащей газохроматограф и масс-спектрометр.
14. Система для получения характеристик пластового флюида, содержащая:
первый экстрактор, соединенный по текучей среде с системой циркуляции скважинного флюида в земле, причем первый экстрактор выполнен с возможностью извлечения пробы газа выходящего потока из потока флюида, выходящего из скважины;
первый датчик температуры, соединенный с первым экстрактором для измерения температуры выходящего потока пробы газа выходящего потока;
первый датчик давления, соединенный с первым экстрактором для измерения давления выходящего потока пробы газа выходящего потока;
первый газоанализатор, соединенный с первым экстрактором и выполненный с возможностью выборочно создавать выходные данные, соответствующие молярному вкладу паровой фазы выходящего потока каждого из одного или более требуемых компонентов в выходящем потоке флюида, когда он подвержен воздействию пробы газа выходящего потока флюида, полученного газовым экстрактором;
второй экстрактор, соединенный по текучей среде с системой циркуляции флюида, выполненный с возможностью извлечения пробы газа входящего потока из потока флюида, входящего в скважину;
второй датчик температуры, соединенный со вторым экстрактором для измерения температуры входящего потока пробы газа входящего потока;
второй датчик давления, соединенный со вторым экстрактором для измерения давления входящего потока пробы газа входящего потока;
второй газоанализатор, соединенный со вторым экстрактором и выполненный с возможностью выборочно создавать выходные данные, соответствующие молярному вкладу паровой фазы входящего потока каждого из одного или более требуемых компонентов во входящем потоке флюида, когда он подвержен воздействию пробы газа входящего потока бурового флюида, полученной газовым экстрактором; и
систему обработки информации, соединенную с первым и вторым датчиками температуры, первым и вторым датчиками давления, первым и вторым газоанализаторами, и включающую в себя процессор и запоминающее устройство, содержащее набор команд, который при выполнении процессором приводит к тому, что процессор:
определяет парциальное давление пара входящего потока для каждого компонента с использованием температуры входящего потока пробы газа входящего потока;
определяет молярный вклад жидкой фазы входящего потока каждого компонента с помощью парциального давления пара входящего потока и молярного вклада паровой фазы входящего потока согласно уравнению состояния для описания вклада равновесия пар-жидкость;
определяет парциальное давление пара выходящего потока для каждого компонента с использованием температуры выходящего потока пробы газа выходящего потока;
определяет молярный вклад жидкой фазы выходящего потока каждого компонента с использованием парциального давления пара выходящего потока и молярный вклад паровой фазы выходящего потока согласно уравнению состояния для описания вклада равновесия пар-жидкость; и
вычитает определенные молярные вклады паровой фазы и жидкой фазы входящего потока всех компонентов и известный химический состав флюида из суммы определенных молярных вкладов паровой фазы и жидкой фазы всех компонентов для получения характеристик пластового флюида.
15. Система по п. 14, в которой набор команд дополнительно приводит к тому, что процессор:
для каждого из одного или более компонентов приравнивает летучесть жидкой фазы выходящего потока к летучести паровой фазы выходящего потока, причем летучесть паровой фазы выходящего потока является математическим произведением молярного вклада паровой фазы выходящего потока, коэффициента летучести паровой фазы компонента в выходящем потоке флюида, и давления, и причем летучесть жидкой фазы выходящего потока является математическим произведением по меньшей мере молярного вклада жидкой фазы выходящего потока, коэффициента летучести жидкой фазы компонента как чистого вещества при насыщении, и коэффициента активности компонента; и
для всех из одного или более компонентов вместе одновременно решает первую систему уравнений состояния для вклада для молярного вклада (вкладов) жидкой фазы выходящего потока и коэффициента (коэффициентов) активности.
16. Система по п. 15, в которой набор команд дополнительно приводит к тому, что процессор:
для каждого из одного или более компонентов приравнивает летучесть жидкой фазы входящего потока к летучести паровой фазы входящего потока, причем летучесть паровой фазы входящего потока является математическим произведением молярного вклада паровой фазы входящего потока, коэффициента летучести паровой фазы компонента во входящем потоке флюида, и давления, причем летучесть жидкой фазы входящего потока является математическим произведением молярного вклада жидкой фазы входящего потока, коэффициента летучести жидкой фазы компонента как чистого вещества при насыщении, и коэффициента активности компонента; и
для всех из одного или более компонентов вместе одновременно решает вторую систему уравнений состояния для вклада для молярного вклада (вкладов) жидкой фазы входящего потока и коэффициента (коэффициентов) активности.
17. Система по п. 16, в которой коэффициент (коэффициенты) активности основаны на уравнениях из одной из группы, состоящей из универсальной квазихимической модели коэффициента активности, универсальной квазихимической модели коэффициента активности функциональных групп, модифицированной универсальной квазихимической модели коэффициента активности функциональных групп и Дортмундской модифицированной универсальной квазихимической модели коэффициента активности функциональных групп.
18. Система по п. 14, в которой набор команд дополнительно приводит к тому, что процессор:
вычисляет парциальное давление пара выходящего потока для каждого компонента с помощью уравнения Антуана для давления пара; и
вычисляет парциальное давление пара входящего потока для каждого компонента с помощью уравнения Антуана для давления пара.
19. Способ получения характеристик пластового флюида, включающий в себя:
извлечение пробы газа выходящего потока из флюида скважины;
определение молярного вклада жидкой фазы выходящего потока каждого компонента пробы газа выходящего потока с помощью уравнения состояния для описания вклада равновесия пар-жидкость; и
получение характеристик пластового флюида на основе молярного вклада жидкой фазы вытекающего потока каждого компонента пробы газа выходящего потока.
20. Способ по п. 19, дополнительно включающий в себя:
извлечение пробы газа входящего потока из флюида скважины;
определение молярного вклада жидкой фазы входящего потока каждого компонента пробы газа входящего потока с помощью второго уравнения состояния для описания вклада равновесия пар-жидкость; и
компенсацию рециркулированного пластового газа в флюиде с помощью анализа молярных вкладов жидкой фазы входящего потока всех компонентов и известного химического состава исходного флюида.
RU2015134750A 2013-03-27 2014-03-26 Коррекция поверхностного газа с помощью модели равновесия вклада групп RU2618762C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201361805828P 2013-03-27 2013-03-27
US61/805,828 2013-03-27
PCT/US2014/031888 WO2014160793A2 (en) 2013-03-27 2014-03-26 Surface gas correction by group contribution equilibrium model

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015134750A true RU2015134750A (ru) 2017-02-22
RU2618762C2 RU2618762C2 (ru) 2017-05-11

Family

ID=51625669

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015134750A RU2618762C2 (ru) 2013-03-27 2014-03-26 Коррекция поверхностного газа с помощью модели равновесия вклада групп

Country Status (10)

Country Link
US (1) US10641757B2 (ru)
EP (1) EP2943647B1 (ru)
CN (1) CN105121780B (ru)
AU (1) AU2014241262B2 (ru)
BR (1) BR112015019582A2 (ru)
CA (1) CA2901309C (ru)
MX (1) MX2015010823A (ru)
MY (1) MY178571A (ru)
RU (1) RU2618762C2 (ru)
WO (1) WO2014160793A2 (ru)

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2016093842A1 (en) * 2014-12-11 2016-06-16 Schlumberger Canada Limited Analyzing reservoir using fluid analysis
US10184334B2 (en) 2014-12-11 2019-01-22 Schlumberger Technology Corporation Analyzing reservoir using fluid analysis
CN105353069B (zh) * 2015-12-09 2017-11-07 中山大学惠州研究院 一种天然香料的检测方法
CN110021372B (zh) * 2017-07-13 2021-05-25 中国石油化工股份有限公司 一种用于预测多元体系汽液平衡的系统
RU2691029C1 (ru) * 2018-07-02 2019-06-07 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Мурманский государственный технический университет" (ФГБОУ ВО "МГТУ") Способ оценки количества приповерхностного газа в газовой ловушке
MX2021006427A (es) 2019-02-12 2021-07-02 Halliburton Energy Services Inc Correccion del sesgo de sistema de extraccion de gases y muestreo de fluidos.
US11585743B2 (en) 2020-08-28 2023-02-21 Halliburton Energy Services, Inc. Determining formation porosity and permeability
US11536136B2 (en) 2020-08-28 2022-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Plasma chemistry based analysis and operations for pulse power drilling
US11619129B2 (en) 2020-08-28 2023-04-04 Halliburton Energy Services, Inc. Estimating formation isotopic concentration with pulsed power drilling
US11499421B2 (en) 2020-08-28 2022-11-15 Halliburton Energy Services, Inc. Plasma chemistry based analysis and operations for pulse power drilling
US11459883B2 (en) 2020-08-28 2022-10-04 Halliburton Energy Services, Inc. Plasma chemistry derived formation rock evaluation for pulse power drilling
US11346217B2 (en) * 2020-08-31 2022-05-31 Halliburton Energy Services, Inc. Plasma optimization with formational and fluid information

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5663492A (en) * 1996-06-05 1997-09-02 Alapati; Rama Rao System for continuous analysis and modification of characteristics of a liquid hydrocarbon stream
US6322756B1 (en) * 1996-12-31 2001-11-27 Advanced Technology And Materials, Inc. Effluent gas stream treatment system having utility for oxidation treatment of semiconductor manufacturing effluent gases
US6318156B1 (en) * 1999-10-28 2001-11-20 Micro Motion, Inc. Multiphase flow measurement system
US7526953B2 (en) * 2002-12-03 2009-05-05 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for the downhole characterization of formation fluids
RU2273845C2 (ru) * 2003-07-17 2006-04-10 Генрих Николаевич Абаев Способ определения фракционного состава жидких нефтепродуктов посредством экспресс-перегонки (варианты) и устройство для его осуществления
US7458419B2 (en) * 2004-10-07 2008-12-02 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for formation evaluation
FR2883916B1 (fr) 2005-04-04 2007-07-06 Geoservices Procede de determination de la teneur en au moins un gaz donne dans une boue de forage, dispositif et installation associes
US7461547B2 (en) * 2005-04-29 2008-12-09 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus of downhole fluid analysis
US7458257B2 (en) * 2005-12-19 2008-12-02 Schlumberger Technology Corporation Downhole measurement of formation characteristics while drilling
US8744774B2 (en) * 2007-11-16 2014-06-03 Schlumberger Technology Corporation Cleanup production during sampling
CN101566061A (zh) * 2008-04-22 2009-10-28 普拉德研究及开发股份有限公司 用于地层流体的井下特征化的方法和设备
WO2009138911A2 (en) * 2008-05-13 2009-11-19 Schlumberger Canada Limited Methods and apparatus for characterization of petroleum fluids contaminated with drilling mud
US8011238B2 (en) 2008-10-09 2011-09-06 Chevron U.S.A. Inc. Method for correcting the measured concentrations of gas components in drilling mud
US8359185B2 (en) 2010-06-30 2013-01-22 Saudi Arabian Oil Company Reservoir simulation of giant subsurface reservoirs with accelerated phase equilibrium determination
US20140260586A1 (en) * 2013-03-14 2014-09-18 Schlumberger Technology Corporation Method to perform rapid formation fluid analysis

Also Published As

Publication number Publication date
MY178571A (en) 2020-10-16
CN105121780B (zh) 2019-05-28
US20160003793A1 (en) 2016-01-07
CN105121780A (zh) 2015-12-02
EP2943647A4 (en) 2016-09-14
RU2618762C2 (ru) 2017-05-11
EP2943647B1 (en) 2022-02-16
CA2901309C (en) 2019-02-12
WO2014160793A2 (en) 2014-10-02
MX2015010823A (es) 2016-07-08
US10641757B2 (en) 2020-05-05
BR112015019582A2 (pt) 2020-10-20
EP2943647A2 (en) 2015-11-18
WO2014160793A3 (en) 2014-12-31
AU2014241262A1 (en) 2015-08-27
CA2901309A1 (en) 2014-10-02
AU2014241262B2 (en) 2016-12-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2015134750A (ru) Коррекция поверхностного газа с помощью модели равновесия вклада групп
US10316655B2 (en) Method and apparatus for consistent and robust fitting in oil based mud filtrate contamination monitoring from multiple downhole sensors
MX340856B (es) Sistema y metodos que determinan concentracion de analito utilizando amperometria resuelta en tiempo.
NL2012788B1 (en) Gas component concentration measurement device and method for gas component concentration measurement.
CN113324973B (zh) 一种结合光谱内标的多因素校正拉曼光谱定量分析方法
CN101876650A (zh) 一种烟用水基胶中甲醛含量的测定方法
Waldron et al. Quantifying precision and accuracy of measurements of dissolved inorganic carbon stable isotopic composition using continuous‐flow isotope‐ratio mass spectrometry
Federherr et al. A novel high‐temperature combustion based system for stable isotope analysis of dissolved organic carbon in aqueous samples. I: development and validation
Kaltin et al. A rapid method for determination of total dissolved inorganic carbon in seawater with high accuracy and precision
Chang et al. Improved removal of volatile organic compounds for laser‐based spectroscopy of water isotopes
CN106771071B (zh) 一种基于油水相渗的密闭取心饱和度校正方法
JP7380480B2 (ja) 酸素を含む試料を対象とする水素炎イオン化検出方法とその装置
CN101071104A (zh) 烟草中的氯含量的测定方法
CN104316616B (zh) 一种测定酒醅及白酒中氯化苦残留量的方法
RU2581745C1 (ru) Способ парофазного определения массовой концентрации четыреххлористого углерода, метиленхлорида, хлороформа, 1,2-дихлорэтана, 1.1.2-трихлорэтана в донных отложениях методом газовой хроматографии
CN110780002A (zh) 一种对精油成分定量的高效低成本检测方法
Huang et al. An ultrahigh precision, high-frequency dissolved inorganic carbon analyzer based on dual isotope dilution and cavity ring-down spectroscopy
WO2016100117A3 (en) Accurate assay measurement of hydrophobic haptenic analytes
RU2005138301A (ru) Распределение состава в режиме онлайн
Halbedel Protocol for CO2 sampling in waters by the use of the headspace equilibration technique, based on the simple gas equation; second update
RU2367939C1 (ru) Способ проведения количественного масс-спектрометрического анализа состава газовой смеси
Mantri et al. Evaluating performance of a chilled mirror device for soil total suction measurements
CN202735296U (zh) 一种气体传感器标定装置
RU2603475C1 (ru) Способ идентификации и полуколичественного определения диоктилфталата в смеси соединений, выделяющихся из пвх-пластизоля
RU2634260C2 (ru) Способ определения метанола в воде

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20210327