RU2315864C2 - Устройство для определения наличия газа в скважине во время бурения - Google Patents

Устройство для определения наличия газа в скважине во время бурения Download PDF

Info

Publication number
RU2315864C2
RU2315864C2 RU2005102084/03A RU2005102084A RU2315864C2 RU 2315864 C2 RU2315864 C2 RU 2315864C2 RU 2005102084/03 A RU2005102084/03 A RU 2005102084/03A RU 2005102084 A RU2005102084 A RU 2005102084A RU 2315864 C2 RU2315864 C2 RU 2315864C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
sensor
chamber
fluid
sensor chamber
Prior art date
Application number
RU2005102084/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2005102084A (ru
Inventor
Йосеф Гийом Кристоффель Кунен
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
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 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of RU2005102084A publication Critical patent/RU2005102084A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2315864C2 publication Critical patent/RU2315864C2/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • 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 DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • 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—Oils, i.e. hydrocarbon liquids raw oil, drilling fluid or polyphasic mixtures
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N25/00—Investigating or analyzing materials by the use of thermal means
    • G01N25/18—Investigating or analyzing materials by the use of thermal means by investigating thermal conductivity

Abstract

Изобретение относится к устройству для определения наличия пластового газа в потоке бурового раствора, проходящего по скважине во время ее бурения. Техническим результатом является создание надежного и точного устройства для определения наличия пластового газа в потоке бурового раствора, проходящего по скважине во время ее бурения. Для этого устройство содержит по меньшей мере одну сенсорную камеру, которую можно присоединять к бурильной колонне для бурения скважины, причем каждая сенсорная камера содержит объем выбранного газа и мембранную стенку, сквозь которую может проникать пластовый газ из потока бурового раствора в сенсорную камеру. Датчик выполнен так, чтобы посредством его можно было определять изменение выбранной характеристики упомянутого объема газа, происходящее в результате проникновения пластового газа из потока бурового раствора сквозь мембранную стенку в сенсорную камеру. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил.

Description

Настоящее изобретение относится к устройству для определения наличия пластового газа в потоке бурового раствора, проходящего по скважине во время ее бурения. При поисках углеводородных жидких ископаемых, находящихся в пластах земли, важно определить на ранней стадии приток газа из пластов земли в скважину во время бурения. Если газ находится под высоким давлением, то определение его наличия является очень важной задачей для обеспечения правильного контролирования скважины и предупреждения нежелательных условий при бурении скважины. Кроме того, приток газа в скваженный флюид несет ценную информацию о различных пластах земли, через которые проходит скважина. Таким образом, приток газа может служить показателем попадания скважины в богатую углеводородными ископаемыми область поиска или показателем опасного восходящего выброса. Виды газов, которые наиболее часто бывают в пластах земли, суть следующие: метан (СН4), углекислый газ (СО2) и азот (N2). Кроме того, во время бурения скважины может встречаться Н2S.
Эти виды газов могут появляться либо в форме свободных газовых пузырей, либо в форме газа, растворенного в жидкости.
До настоящего времени сложно было регулярно и точно определять наличие газов, поступающих из пластов земли во время бурения скважины.
Задачей изобретения является создание надежного и точного устройства для определения наличия пластового газа в потоке бурового раствора, проходящего по скважине во время ее бурения.
В соответствии с изобретением создано устройство для определения наличия пластового газа в потоке бурового раствора, проходящего по скважине во время ее бурения, причем устройство содержит по меньшей мере одну сенсорную камеру, которая может быть присоединена к бурильной колонне для бурения скважины, а каждая сенсорная камера содержит датчик и некоторый объем выбранного газа и снабжена мембранной стенкой, сквозь которую может проходить пластовый газ из потока бурового раствора в сенсорную камеру, причем датчик выполнен так, чтобы посредством его можно было определять изменение выбранной характеристики упомянутого объема газа вследствие прохождения пластового газа из потока бурового раствора сквозь мембранную стенку в камеру датчика.
Мембранная стенка позволяет газу проходить в сенсорную камеру. Путем определения изменения выбранной характеристики вследствие прохождения газа сквозь мембрану достигают того, чтобы периодически генерировался сигнал, указывающий на такое прохождение газа.
Предпочтительно, чтобы мембранная стенка была одновременно гидрофобной и олеофобной. Таким образом эффективно препятствуют попаданию как нефти, так и воды в сенсорную камеру, благодаря чему можно использовать в качестве датчика микроэлектромеханический (МЭМ) твердотельный датчик. Такие МЭМ датчики могут быть выполнены на кремневой основе и/или на полимерной основе. Можно использовать различные типы МЭМ датчиков, включая теплопроводный датчик, термокаталитический датчик и электрохимический датчик, например металоксидный электрохимический датчик.
В предпочтительном варианте исполнения устройство содержит устройство для выравнивания давлений, выполненное с возможностью поддерживать давление газа в сенсорной камере, по существу равное давлению жидкости в потоке бурового раствора. Благодаря малому перепаду давлений газа между сенсорной камерой и жидкостью в скважине мембранная стенка может отличаться малым давлением проникновения, что является полезной характеристикой с точки зрения реакции устройства на изменения концентрации пластового газа в буровом растворе. Кроме того, так как давление газа выравнено с давлением жидкости, устройство может быть пригодно для использования на любой глубине.
В конкретном предпочтительном варианте исполнения изобретения устройство содержит первую упомянутую сенсорную камеру и вторую упомянутую сенсорную камеру, а средства для подачи газа содержат приспособление для подачи первого упомянутого выбранного газа в первую сенсорную камеру и приспособление для подачи второго упомянутого выбранного газа во вторую сенсорную камеру. Каждая из сенсорных камер обладает своей собственной индивидуальной реакцией на наличие пластового газа определенного типа, что позволяет производить анализ состава пластового газа в скважине путем комбинирования сигналов датчиков.
Изобретение описано более подробно ниже на примерах со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено:
на фиг.1 - схематически бурильная колонна, оборудованная вариантом исполнения устройства согласно изобретению;
на фиг.2 - схематически часть устройства, представленного на фиг.1;
на фиг.3 - схематически альтернативный аппарат для выравнивания давлений для устройства, представленного на фиг.1;
на фиг.4 - схематически альтернативный вариант исполнения устройства согласно изобретению.
На чертежах одинаковыми ссылочными позициями обозначены сходные компоненты.
На фиг.1 изображена бурильная колонна 1 в скважине 2, выполненной в пласте 4 земли. Бурильная колонна 1 оснащена буровой коронкой 6 на ее нижнем конце и устройством 8 для определения наличия газа, соответствующим образом смонтированным в проеме 10, выполненном в стенке 11 бурильной колонны 1 на небольшом расстоянии выше буровой коронки 6. Позицией 12 обозначен поток бурового раствора, нагнетаемого через бурильную колонну 1 к буровой коронке 6, где поток проходит через форсунки 14 буровой коронки в скважину 2 и идет вверх по кольцевому пространству 16 между стенкой скважины и бурильной колонной 1.
Устройство для определения наличия газа включает в себя сенсорную камеру 18, жестко закрепленную в проеме 10 стенки 11 бурильной колонны, как это более детально показано на фиг.2. Сенсорная камера 18 содержит мембранную стенку 20, обладающую отталкивающей силой, воздействующей на жидкость в скважине. Мембранная стенка 20 выполнена в виде пакета, состоящего из гидрофобной (водооталкивающей) мембраны 22 и олеофобной (нефтеотталкивающей) мембраны 24. Мембраны 22, 24 проницаемы для газа, т.е. газ может проходить сквозь них из потока бурового раствора 12 в сенсорную камеру 18, но в то же время они препятствуют проходу воды (мембрана 22) и нефти (мембрана 24) в сенсорную камеру 18. Микроэлектромеханический (МЭМ) твердотельный датчик 26 установлен в сенсорной камере и соответствующим образом соединен с системой управления (не показана), расположенной на поверхности. Датчик 26 является МЭМД каталитическим датчиком удельной теплопроводности (пеллистором) и содержит источник тепла и датчик температуры, установленный на выбранном расстоянии от источника тепла.
Сенсорную камеру 18 заполняют объемом выбранного продувочного газа. В данном примере продувочным газом является гелий, однако в качестве продувочного газа можно использовать неон, аргон или любой другой подходящий эталонный газ.
Подачу гелия обеспечивают из резервуара 28 для его хранения, присоединенного к сенсорной камере 18 посредством трубопровода 30 и регулировочного клапана 32.
Предусмотрено устройство 34 для выравнивания давлений для поддержания давления газа в сенсорной камере 18 на уровне, по существу равном давлению жидкости в потоке бурового раствора 12. Устройство 34 для выравнивания давлений в варианте исполнения, представленном на фиг.2, содержит корпус 36, включающий в себя камеру 38 для жидкости и камеру 40 для газа, отделенную от камеры 38 для жидкости гибкой стенкой 41. Камера 38 для жидкости сообщается по текучей среде с потоком бурового раствора 12 трубопроводом 42, а камера 40 для газа сообщается по текучей среде с полостью сенсорной камеры 18 трубопроводами 43 и 30. Посредством выпускного трубопровода 44, содержащего регулировочный клапан 45, обеспечивают сообщение по текучей среде между сенсорной камерой 18 и потоком 12 флюида. Гибкую стенку 40 в корпусе 36 выполняют, например, из эластомерного материала. Регулировочными клапанами 32, 45 управляют с помощью соответствующей системы управления (не показана).
На фиг.3 схематически изображено альтернативное устройство 74 для выравнивания давлений. Этот вариант исполнения отличается от устройства, описанного выше, тем, что в нем отсутствует гибкая стенка в корпусе 36, отделяющая жидкость 78 от газа 80. Жидкость 80 можно подавать в корпус 36 по открытому соединительному трубопроводу 42, который по выбору может быть оснащен отсечным клапаном 81. Газ 80 может быть продувочным газом, который подают в полость сенсорной камеры 18 по трубопроводам 43 и 30. Посредством выпускного трубопровода 44, необязательно оснащенного регулировочным клапаном, обеспечивают сообщение по текучей среде между сенсорной камерой 18 и потоком флюида 12. Для обеспечения правильной работы этого варианта исполнения открытый соединительный трубопровод 42 должен быть соединен с корпусом 36 в нижней части корпуса 36, так как отделение жидкости 78 от газа 80 основано на гравитации.
Устройство для выравнивания давлений в общем можно также встраивать в систему для определения наличия газа, например, описанное выше, содержащее подходящий датчик, отличный от МЭМД датчика.
На фиг.4 изображен альтернативный вариант исполнения устройства согласно изобретению, в котором первая сенсорная камера 50 и соседняя вторая сенсорная камера 52 смонтированы в проеме 10 в стенке 11 бурильной колонны. В первой сенсорной камере 50 заключен первый МЭМД датчик 53, а во второй сенсорной камере 52 заключен второй МЭМД датчик 54. Датчики 53, 54 соединены с контроллером 56, связанным с соответствующей системой управления (не показана), расположенной на поверхности, линией управления 58. Подачу продувочного газа гелия осуществляют из резервуара 60 для хранения, соединенного с первой сенсорной камерой 50 трубопроводом 62 и регулировочным клапаном 63, а подачу продувочного газа аргона осуществляют из резервуара 64 для хранения, соединенного со второй сенсорной камерой 52 трубопроводом 66 и регулировочным клапаном 67. Регулировочными клапанами 63, 67 управляют посредством контроллера 56, которым, в свою очередь, управляют с помощью системы управления, расположенной на поверхности. Контроллер работает от аккумулятора 68.
При нормальной работе варианта исполнения, представленного на фиг.1 и 2, бурильную колонну вращают для продолжения бурения скважины 2, при этом осуществляют циркуляцию потока бурового раствора 12 вниз по бурильной колонне 1 и вверх по кольцевому пространству 16 между стенкой скважины и бурильной колонной 1. Сенсорную камеру заполняют выбранным продувочным газом гелием. Как сказано ниже, продувочный газ пополняют после каждого цикла определения наличия пластового газа. МЭМ датчик постоянно передает сигнал, характеризующий удельную теплопроводность объема газа, находящегося в сенсорной камере 18. Сигнал по существу имеет постоянную величину до тех пор, пока в сенсорную камеру 18 не поступает пластовый газ.
Когда скважина 2 входит в пласт, содержащий газ, например этан, углекислый газ или азот, некоторое количество газа попадает в поток бурового раствора 12, проходящий по кольцевому пространству 16. Газ может быть растворен в жидкости или может быть в форме пузырьков, если жидкость становится перенасыщенной газом. Газ может быть также в виде больших скоплений в том случае, если скважина 2 попадает в объем газа, находящегося под высоким давлением. При этом парциальное давление каждого компонента газа в потоке жидкости 12 выше, чем в сенсорной камере 18, заполненной гелием.
Из-за разницы между парциальным давлением в потоке бурового раствора 12 и в сенсорной камере 18 газ, находящийся в потоке бурового раствора 12, поступает в сенсорную камеру сквозь мембраны 22, 24. Это относится к каждому отдельному виду газа, растворенного в потоке бурового раствора 12. Попаданию воды из потока бурового раствора 12 в сенсорную камеру 18 препятствуют посредством гидрофобной мембраны 22, а попаданию нефти из потока бурового раствора 12 в сенсорную камеру 18 препятствуют посредством олеофобной мембраны 24. При поступлении газа в сенсорную камеру 18 удельная теплопроводность газовой среды вокруг МЭМД датчика 26 изменится. В результате этого значение выходного сигнала датчика 26 изменится с уровня, относящегося к удельной теплопроводности продувочного газа, до уровня, относящегося к пластовому газу, поступившему в сенсорную камеру 18. Измененный сигнал указывает на наличие пластового газа, поступившего в сенсорную камеру 18. Таким образом, определение состояния газа в устройстве согласно изобретению заключается в определении разницы между характеристиками образца газа и эталонного продувочного газа. Объем газа в сенсорной камере 18 относительно небольшой, благодаря чему (требуется) только небольшой объем образца газа из потока бурового раствора 12. Следовательно, на проведение анализа затрачивается небольшой промежуток времени, и небольшой объем продувочного газа требуется для прочистки сенсорной камеры 18 для подготовки к выполнению следующего замера.
Производят ряд замеров, при этом после каждого замера образец газа удаляют путем открывания регулировочного клапана 32 и, следовательно, продувания сенсорной камеры 18 гелием, подаваемым из резервуара 28 для хранения.
С помощью устройства 34, 74 для выравнивания давлений обеспечивают условия, при которых давление газа в сенсорной камере 18 поддерживается по существу равным давлению жидкости в потоке бурового раствора 12. Таким образом достигают условий, при которых мембраны 22, 24 не повреждаются из-за высокого перепада давлений на мембранах 22, 24. Таким образом, с помощью устройства 34, 74 для выравнивания давлений устройство согласно изобретению может быть использовано в глубоких буровых скважинах, например, глубиной 1 км и более или 3 км и более, при этом устройство согласно изобретению может быть расположено как можно ближе к нижнему концу бурильной колонны. Расположение устройства вблизи нижнего конца бурильной колонны позволяет достигать раннего распознавания наличия пластового газа глубоко в скважине.
Кроме того, применение устройства 34, 74 для выравнивания давлений позволяет использовать относительно тонкую мембранную стенку с относительно большой площадью поверхности, что благоприятно сказывается на уменьшении до минимума задержек между появлением пластового газа в потоке бурового раствора и ранним его обнаружением.
Описанный вариант исполнения устройства 34 для выравнивания давлений содержит камеру 38 для жидкости, сообщающуюся с потоком флюида в кольцевом пространстве 16 скважины, и камеру 40 для газа, сообщающуюся по текучей среде с заполненной газом сенсорной камерой 18. С помощью такой конструкции обеспечивают сообщение давлений между заполненной газом сенсорной камерой 18 и заполненным жидкостью кольцевым пространством 16 скважины. В то же самое время посредством гибкой стенки 41 отделяют поток 12 от газа в сенсорной камере 18. Таким образом, с помощью аппарата 34, 74 для выравнивания давлений отделяют флюиды в скважине от газа в камере 18.
Описанный альтернативный вариант исполнения устройства 74 для выравнивания давлений содержит жидкость 78, сообщающуюся с потоком флюида в кольцевом пространстве 16 скважины, и газ 80, сообщающийся с заполненной газом сенсорной камерой 18. С помощью такой конструкции обеспечивают сообщение давлений между заполненной газом сенсорной камерой 18 и заполненным флюидом кольцевым пространством 16 скважины. Благодаря тому что здесь нет гибкой стенки, отделяющей поток 12 от газа в сенсорной камере 18, этот вариант исполнения является предпочтительным, так как позволяет исключить условия, при которых отсутствие перепада давлений между жидкостью и газом может иметь место в результате того, что гибкая стенка может служить механической опорой. Однако этот альтернативный вариант исполнения обладает недостатком, заключающимся в риске, связанном с возможностью попадания жидкости в сенсорную камеру.
Для компенсации относительно большого сжатия газа во время опускания аппарата в скважину на глубину, составляющую первые приблизительно 500 м, продувочный газ, находящийся в корпусе 36, может быть необязательно подвергнут предварительному сжатию путем перекрывания отсечного клапана 81. Когда будет достигнута глубина, составляющая приблизительно 500 м, отсечной клапан может быть открыт для обеспечения прямого соединения со скважиной. Таким образом, объем, требующийся для газа 80 в корпусе 36, может быть сокращен.
Капиллярное давление в мембранах 22, 24 ведет к относительно малому перепаду давлений на мембранах 22, 24. Путем подбора мембран 22, 24 с очень маленькими порами можно обеспечить условия, при которых этот перепад давлений может составлять в пределах 2-14 бар. Давление гелия в резервуаре 28 для хранения, используемого для продувки сенсорной камеры 18, должно быть выше максимального ожидаемого давления в скважине.
В качестве методики измерения можно выбрать такую, в которой определяют амплитуды сигналов, где вслед за первоначальным всплеском сигнал становится стабильным спустя относительно продолжительный период времени, т.е. приблизительно через 80 мин при каждом измерении. Более предпочтительная методика включает измерение крутизны выходного сигнала при его изменении во времени в результате диффузии пластового газа в сенсорную камеру 18. Это - быстрое измерение, составляющее около 15-20 с от общего времени цикла. Каждое измерение включает в себя поочередную подачу продувочного газа и приток пластового газа с интервалом в 15 с. Для повышения точности измерений усреднение в статистическом смысле может быть выполнено с использованием большого числа данных замеров. Крутизна выходного сигнала пропорциональна парциальной концентрации растворенного газа. Кроме того, при наличии свободного газа в потоке 12 крутизна значительно отличается от случая, когда газ растворен в потоке 12, так что такая разница может быть использована для распознавания газовой фазы, т.е. распознавания того, растворен ли газ в жидкости или он присутствует в свободном состоянии в буровом растворе в возвратном потоке от бурильной коронки 6.
Нормальное действие устройства согласно варианту исполнения, представленному на фиг.4, по существу аналогично нормальному действию устройств согласно вариантам исполнения, представленным на фиг.1, 2 и 3. Основное отличие заключается в том, что вместо одного продувочного газа в сенсорных камерах 50, 52 используют различные продувочные газы: гелий и аргон. Сначала сенсорную камеру 50 заполняют гелием, а сенсорную камеру 52 заполняют аргоном. Когда пластовые газы (метан, углекислый газ и азот) поступают в сенсорные камеры 50, 52, удельная теплопроводность объема газа в сенсорной камере 50 изменяется иначе, чем удельная теплопроводность объема газа в сенсорной камере 52. Таким образом, сигнал датчика 53 изменяется иначе, чем сигнал датчика 54. Кроме того, сигнал изменяется в зависимости от концентрации соответствующих компонентов: метана, углекислого газа и азота. Путем калибровки сигнала, поступающего от сенсорной камеры 50 и соответствующего компонентам газа (метану, углекислому газу и азоту), получают первое уравнение в результате измерений при выбранной температуре внутри датчика. Второе уравнение получают из условия, заключающегося в том, что сумма всех концентраций трех газовых компонентов (CO2, N2 и CH4) равна единице. Третье уравнение получают путем калибровки сигнала, поступающего от сенсорной камеры 52 и соответствующего компонентам газа (метану, углекислому газу и азоту). Путем решения этих уравнений может быть получена комплексная информация.
Каждый датчик 53, 54 обладает своими собственными электронными установками и коэффициентом усиления, так что уровни сигналов оптимизируют при съеме информации и для решения системы трех уравнений с тремя неизвестными. Возможно, что проблема распознавания трех газовых компонентов может быть сведена к проблеме распознавания одного газового компонента путем использования известных данных о скважине. Например, путем предположения, заключающегося в том, что в определенной скважине концентрация метана в природном газе является единственной переменной.
Можно также использовать ожидаемый пластовый газ, например N2, CH4 или H2S, в одной из сенсорных камер. Камера, заполненная этим видом газа, не должна регистрировать изменений выбранной характеристики газа, распознанного датчиком. Если в это же время вторая сенсорная камера регистрирует изменения выбранной характеристики, то это является прямым и быстрым указанием на то, что этот тип пластового газа присутствует в потоке бурового раствора.

Claims (16)

1. Система для определения наличия пластового газа в потоке бурового раствора, проходящего по скважине во время ее бурения, причем система содержит по меньшей мере одну сенсорную камеру, выполненную с возможностью присоединения к бурильной колонне для бурения скважины, причем каждая сенсорная камера содержит датчик, объем выбранного газа и мембранную стенку, которая позволяет проникать пластовому газу из потока бурового раствора в сенсорную камеру, причем датчик выполнен с возможностью определения изменения выбранной характеристики упомянутого объема газа, происходящего в результате проникновения пластового газа из потока бурового раствора сквозь мембранную стенку в сенсорную камеру.
2. Система по п.1, в которой упомянутая мембранная стенка, по существу, предотвращает проникновение жидкости из потока бурового раствора в сенсорную камеру.
3. Система по п.1 или 2, в которой мембранная стенка является как гидрофобной, так и олеофобной.
4. Система по п.3, в которой мембранная стенка выполнена в виде пакета, содержащего гидрофобную мембрану и олеофобную мембрану.
5. Система по п.1, в которой датчик выполнен с возможностью определения или измерения, изменения удельной теплопроводности упомянутого объема газа.
6. Система по п.1, в которой датчик содержит источник тепла и датчик температуры, расположенный на выбранном расстоянии от источника тепла, и в котором упомянутый объем газа находится между источником тепла и датчиком температуры.
7. Система по п.1, в которой датчик является микроэлектромеханическим (МЭМ) твердотельным датчиком.
8. Система по п.7, в которой датчик является проводящим МЭМ каталитическим (пеллисторным) датчиком.
9. Система по п.1, дополнительно содержащая устройство для выравнивания давлений, выполненное с возможностью поддерживать давление газа в сенсорной камере, по существу, равным давлению флюида в потоке бурового раствора.
10. Система по п.9, в которой устройство для выравнивания давлений содержит корпус, в котором находятся жидкость и газ, причем корпус выполнен с возможностью приложения силового воздействия одной субстанции на другую, и жидкость, находящаяся в корпусе, сообщается по текучей среде с потоком бурового раствора, а газ, находящийся в корпусе, сообщается по текучей среде с сенсорной камерой.
11. Система по п.10, в которой корпус содержит камеру для жидкости и камеру для газа, отделенную от камеры для жидкости подвижной стенкой, причем камера для жидкости сообщается по текучей среде с потоком бурового раствора, а камера для газа сообщается по текучей среде с сенсорной камерой.
12. Система по п.11, в которой упомянутая подвижная стенка является гибкой стенкой.
13. Система по п.1, дополнительно содержащая средство для подачи газа, предназначенное для подачи упомянутого избранного газа в сенсорную камеру.
14. Система по п.13, в которой система содержит первую упомянутую сенсорную камеру и вторую упомянутую сенсорную камеру и в которой средство для подачи газа содержит приспособление для подачи первого упомянутого избранного газа в первую сенсорную камеру и приспособление для подачи второго упомянутого избранного газа во вторую сенсорную камеру.
15. Система по п.13 или 14, в которой средства для подачи газа выполнены с возможностью продувки каждой сенсорной камеры соответствующим избранным газом.
16. Бурильная колонна, оснащенная системой по любому из пп.1-15.
RU2005102084/03A 2002-06-28 2003-06-17 Устройство для определения наличия газа в скважине во время бурения RU2315864C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP02254596 2002-06-28
EP02254596.6 2002-06-28

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2005102084A RU2005102084A (ru) 2005-10-27
RU2315864C2 true RU2315864C2 (ru) 2008-01-27

Family

ID=29797301

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2005102084/03A RU2315864C2 (ru) 2002-06-28 2003-06-17 Устройство для определения наличия газа в скважине во время бурения

Country Status (9)

Country Link
US (1) US7318343B2 (ru)
EP (1) EP1518038A1 (ru)
CN (1) CN100342119C (ru)
AU (1) AU2003237954A1 (ru)
BR (1) BR0312113A (ru)
CA (1) CA2490275A1 (ru)
NO (1) NO20050461L (ru)
RU (1) RU2315864C2 (ru)
WO (1) WO2004003343A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2671985C2 (ru) * 2013-05-17 2018-11-08 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Способ и устройство для определения характеристик потока текучей среды

Families Citing this family (44)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2854197B1 (fr) * 2003-04-25 2005-07-22 Geoservices Dispositif d'analyse d'au moins un gaz contenu dans un liquide notamment un fluide de forage.
US7240546B2 (en) * 2004-08-12 2007-07-10 Difoggio Rocco Method and apparatus for downhole detection of CO2 and H2S using resonators coated with CO2 and H2S sorbents
US7458257B2 (en) * 2005-12-19 2008-12-02 Schlumberger Technology Corporation Downhole measurement of formation characteristics while drilling
DE102006035788A1 (de) * 2006-07-28 2008-01-31 Contros Systems & Solutions Gmbh Vorrichtung zur Erfassung von Meßdaten
EP1911928B1 (en) * 2006-10-09 2009-11-18 Services Pétroliers Schlumberger Apparatus and method for detecting hydrocarbons in a wellbore during drilling
US7578350B2 (en) * 2006-11-29 2009-08-25 Schlumberger Technology Corporation Gas minimization in riser for well control event
GB2445745B (en) * 2007-01-17 2009-12-09 Schlumberger Holdings System and method for analysis of well fluid samples
US7814782B2 (en) * 2007-08-13 2010-10-19 Baker Hughes Incorporated Downhole gas detection in drilling muds
US8028562B2 (en) * 2007-12-17 2011-10-04 Schlumberger Technology Corporation High pressure and high temperature chromatography
US20090159334A1 (en) * 2007-12-19 2009-06-25 Bp Corporation North America, Inc. Method for detecting formation pore pressure by detecting pumps-off gas downhole
US8794350B2 (en) * 2007-12-19 2014-08-05 Bp Corporation North America Inc. Method for detecting formation pore pressure by detecting pumps-off gas downhole
WO2009126636A2 (en) * 2008-04-09 2009-10-15 Halliburton Energy Services Inc. Apparatus and method for analysis of a fluid sample
US8714246B2 (en) * 2008-05-22 2014-05-06 Schlumberger Technology Corporation Downhole measurement of formation characteristics while drilling
US8912000B2 (en) 2008-07-17 2014-12-16 Schlumberger Technology Corporation Downhole mass spectrometric hydrocarbon determination in presence of electron and chemical ionization
US20100050761A1 (en) * 2008-08-26 2010-03-04 SchlumbergerTechnology Corporation Detecting gas compounds for downhole fluid analysis
US8904859B2 (en) * 2008-08-26 2014-12-09 Schlumberger Technology Corporation Detecting gas compounds for downhole fluid analysis
US8028561B2 (en) * 2008-09-30 2011-10-04 Qualitrol Company, Llc Hydrogen sensor with air access
US8206311B2 (en) * 2009-04-01 2012-06-26 Aerocrine Ab Analyzer for nitric oxide in exhaled breath with multiple-use sensor
CA2772436A1 (en) * 2009-08-31 2011-03-03 Lorne Schuetzle Gas monitoring system
US8899348B2 (en) * 2009-10-16 2014-12-02 Weatherford/Lamb, Inc. Surface gas evaluation during controlled pressure drilling
GB2476057B (en) * 2009-12-09 2012-05-30 Schlumberger Holdings Electro-chemical sensor
WO2012112673A2 (en) * 2011-02-15 2012-08-23 Schlumberger Canada Limited Method and apparatus for protecting downhole components with inert atmosphere
US20130319104A1 (en) * 2011-02-17 2013-12-05 Neil Patrick Schexnaider Methods and systems of collecting and analyzing drilling fluids in conjunction with drilling operations
US8839658B2 (en) 2011-03-31 2014-09-23 Qualitrol Company, Llc Combination of hydrogen and pressure sensors
US8707767B2 (en) 2011-03-31 2014-04-29 Qualitrol Company, Llc Combined hydrogen and pressure sensor assembly
US8511160B2 (en) 2011-03-31 2013-08-20 Qualitrol Company, Llc Combined hydrogen and pressure sensor assembly
WO2013116933A1 (en) * 2012-02-09 2013-08-15 Caragata John Paul Electronic gas sensor system and methods of operation
US20150107349A1 (en) * 2013-10-17 2015-04-23 Schlumberger Technology Corporation Mud logging depth and composition measurements
SE537652C2 (sv) * 2013-12-06 2015-09-15 Scania Cv Ab Provtagningsenhet för vätskeprov, företrädesvis för ett bränsle, där enheten är anpassad att monteras i ett system medtryckvariationer
JP6312205B2 (ja) * 2014-05-19 2018-04-18 日立オートモティブシステムズ株式会社 ガスセンサ
US10844712B2 (en) * 2014-08-11 2020-11-24 Schlumberger Technology Corporation Devices and methods for measuring analyte concentration
US9869161B2 (en) 2014-09-22 2018-01-16 General Electric Company Gas vent system and methods of operating the same
GB2555238B (en) * 2015-05-19 2021-04-14 Halliburton Energy Services Inc Determining the current state of cement in a wellbore
US9938820B2 (en) * 2015-07-01 2018-04-10 Saudi Arabian Oil Company Detecting gas in a wellbore fluid
WO2018071036A1 (en) * 2016-10-14 2018-04-19 Halliburton Energy Services, Inc. In situ treatment of chemical sensors
DE102017127763A1 (de) * 2017-11-24 2019-05-29 Geo - Bohrtechnik GmbH Vorrichtung und Verfahren zur in-situ-Untersuchung von Erdreich
US11364361B2 (en) 2018-04-20 2022-06-21 Neuroenhancement Lab, LLC System and method for inducing sleep by transplanting mental states
CN109707372A (zh) * 2019-01-29 2019-05-03 杭州祥龙钻探设备科技股份有限公司 一种基于六轴mems传感器的钻机开孔定向测量装置
EP3983830A1 (en) * 2019-06-13 2022-04-20 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for determining subsurface hydrocarbon fluid properties of reservoired hydrocarbons
CN112554865A (zh) * 2019-09-26 2021-03-26 中国石油化工股份有限公司 一种井涌检测装置
US11255191B2 (en) * 2020-05-20 2022-02-22 Halliburton Energy Services, Inc. Methods to characterize wellbore fluid composition and provide optimal additive dosing using MEMS technology
US11060400B1 (en) 2020-05-20 2021-07-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods to activate downhole tools
US11255189B2 (en) 2020-05-20 2022-02-22 Halliburton Energy Services, Inc. Methods to characterize subterranean fluid composition and adjust operating conditions using MEMS technology
US20230175393A1 (en) * 2021-12-08 2023-06-08 Halliburton Energy Services, Inc. Estimating composition of drilling fluid in a wellbore using direct and indirect measurements

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3595075A (en) * 1969-11-10 1971-07-27 Warren Automatic Tool Co Method and apparatus for sensing downhole well conditions in a wellbore
US3813935A (en) * 1971-01-12 1974-06-04 D Tanguy Methods and apparatus for detecting the entry of formation gas into a well bore
US3802260A (en) * 1972-03-20 1974-04-09 Weston Instruments Inc Apparatus for detecting the entry of formation gas into a well bore
US4370886A (en) * 1981-03-20 1983-02-01 Halliburton Company In situ measurement of gas content in formation fluid
US4546640A (en) * 1983-06-13 1985-10-15 Stone Richard J Positive air gas detector
FR2619156B1 (fr) * 1987-08-07 1989-12-22 Forex Neptune Sa Procede de controle des venues de fluides dans les puits d'hydrocarbures
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
GB2226412B (en) * 1988-12-21 1993-04-28 Forex Neptune Sa Monitoring drilling mud compositions using flowing liquid junction electrodes
CH679890A5 (ru) 1989-11-17 1992-04-30 Orbisphere Lab
US5351532A (en) 1992-10-08 1994-10-04 Paradigm Technologies Methods and apparatus for making chemical concentration measurements in a sub-surface exploration probe
US5469917A (en) 1994-12-14 1995-11-28 Wolcott; Duane K. Use of capillary-membrane sampling device to monitor oil-drilling muds
US5608167A (en) 1995-02-21 1997-03-04 Orbisphere Laboratories Neuchatel Sa Membrane-enclosed sensor, flow control element and analytic method
US5979219A (en) * 1997-02-03 1999-11-09 Sylvia Sellmer Wilsberg Probe for measuring volatile components in an aqueous solution
GB2359631B (en) 2000-02-26 2002-03-06 Schlumberger Holdings Hydrogen sulphide detection method and apparatus
US6272938B1 (en) 2000-04-07 2001-08-14 General Electric Company Monitoring of volatile organic compounds in groundwater with an in-situ sampling device
GB2363809B (en) * 2000-06-21 2003-04-02 Schlumberger Holdings Chemical sensor for wellbore applications
US6675914B2 (en) * 2002-02-19 2004-01-13 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure reading tool
AU2003303398A1 (en) * 2002-12-23 2004-07-22 The Charles Stark Draper Laboratory, Inc. Dowhole chemical sensor and method of using same
US6995360B2 (en) * 2003-05-23 2006-02-07 Schlumberger Technology Corporation Method and sensor for monitoring gas in a downhole environment

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2671985C2 (ru) * 2013-05-17 2018-11-08 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Способ и устройство для определения характеристик потока текучей среды
US11066925B2 (en) 2013-05-17 2021-07-20 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for determining fluid flow characteristics

Also Published As

Publication number Publication date
CN1666008A (zh) 2005-09-07
CN100342119C (zh) 2007-10-10
US7318343B2 (en) 2008-01-15
WO2004003343A1 (en) 2004-01-08
EP1518038A1 (en) 2005-03-30
BR0312113A (pt) 2005-03-29
CA2490275A1 (en) 2004-01-08
NO20050461L (no) 2005-01-27
RU2005102084A (ru) 2005-10-27
US20050241382A1 (en) 2005-11-03
AU2003237954A1 (en) 2004-01-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2315864C2 (ru) Устройство для определения наличия газа в скважине во время бурения
EP2649476B1 (en) Calibration of an optical sensor
US9080406B2 (en) Remote gas monitoring apparatus for seabed drilling
US4833915A (en) Method and apparatus for detecting formation hydrocarbons in mud returns, and the like
US7464582B2 (en) Method for determining the inlet capillary pressure of a porous medium
US20030206026A1 (en) Potentiometric sensor for wellbore applications
US7748266B2 (en) Device for analyzing at least one gas contained in a liquid, in particular a drilling fluid
US8342004B2 (en) Gas analyzer
BRPI1005512B1 (pt) sistema e método de perfuração com pressão controlada
NO180057B (no) Brönn-sonde for bestemmelse av formasjonsegenskaper
US7181960B2 (en) Determination of correct horizontal and vertical permeabilities in a deviated well
FR2619155A1 (fr) Procede d'analyse dynamique des venues de fluides dans les puits d'hydrocarbures
US9874548B2 (en) Chemiresistive sensors, downhole tools including such sensors, and related methods
US3681028A (en) Underwater gas detection system
US9063113B2 (en) Thermal H2S detection in downhole fluids
Barber et al. A method for the in-situ determination of dissolved methane in groundwater in shallow aquifers
RU2373392C1 (ru) Способ обнаружения заколонных перетоков жидкости в скважинах
SU1716118A1 (ru) Способ определени пластового давлени по данным испытани скважины
SU1760100A1 (ru) Устройство дл измерени расхода нефти в низкодебитных нефт ных скважинах с застойной водой
Lee et al. Precision Pressure Gradient through Disciplined Pressure Survey
AU2005287856B2 (en) Remote gas monitoring apparatus for seabed drilling
Cmelik A Controlled Environment For Measurements In Multi Phase Vertical Flow
Matthews Existence and Flow Behavior of Gas at Low Saturation in US Gulf Coast Geopressured Brine Zones

Legal Events

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

Effective date: 20090618