RU2571169C2 - Автоматизированный анализ пластовых флюидов, находящихся под давлением - Google Patents

Автоматизированный анализ пластовых флюидов, находящихся под давлением Download PDF

Info

Publication number
RU2571169C2
RU2571169C2 RU2013107034/28A RU2013107034A RU2571169C2 RU 2571169 C2 RU2571169 C2 RU 2571169C2 RU 2013107034/28 A RU2013107034/28 A RU 2013107034/28A RU 2013107034 A RU2013107034 A RU 2013107034A RU 2571169 C2 RU2571169 C2 RU 2571169C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
liquid phase
phase stream
flow
formation fluid
fluid sample
Prior art date
Application number
RU2013107034/28A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2013107034A (ru
Inventor
Уэйн А. КРИЛ
Шуцзун ЦАЙ
Франсиско Х. АСКАРАТЕ
Original Assignee
ЭсДжиЭс НОРТ АМЕРИКА 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 ЭсДжиЭс НОРТ АМЕРИКА ИНК. filed Critical ЭсДжиЭс НОРТ АМЕРИКА ИНК.
Publication of RU2013107034A publication Critical patent/RU2013107034A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2571169C2 publication Critical patent/RU2571169C2/ru

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N30/00—Investigating or analysing materials by separation into components using adsorption, absorption or similar phenomena or using ion-exchange, e.g. chromatography or field flow fractionation
    • G01N30/02—Column chromatography
    • G01N30/88—Integrated analysis systems specially adapted therefor, not covered by a single one of the groups G01N30/04 - G01N30/86
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N30/00—Investigating or analysing materials by separation into components using adsorption, absorption or similar phenomena or using ion-exchange, e.g. chromatography or field flow fractionation
    • G01N30/02—Column chromatography
    • G01N30/88—Integrated analysis systems specially adapted therefor, not covered by a single one of the groups G01N30/04 - G01N30/86
    • G01N2030/8809—Integrated analysis systems specially adapted therefor, not covered by a single one of the groups G01N30/04 - G01N30/86 analysis specially adapted for the sample
    • G01N2030/884—Integrated analysis systems specially adapted therefor, not covered by a single one of the groups G01N30/04 - G01N30/86 analysis specially adapted for the sample organic compounds
    • G01N2030/8854—Integrated analysis systems specially adapted therefor, not covered by a single one of the groups G01N30/04 - G01N30/86 analysis specially adapted for the sample organic compounds involving hydrocarbons

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Sampling And Sample Adjustment (AREA)
  • Measuring Volume Flow (AREA)

Abstract

Данное изобретение имеет отношение к автоматизированному анализу пластовых флюидов, таких как газированная (находящаяся под давлением) сырая нефть. Анализ образца пластового флюида включает в себя разделение образца пластового флюида на поток газообразной фазы и поток жидкой фазы. Также включает определение состава потока газообразной фазы, измерение параметра потока жидкой фазы и определение объема компонентов потока жидкой фазы по меньшей мере частично на основании измеренного параметра потока жидкой фазы. Система для анализа образца пластового флюида включает в себя мерный сосуд (126), выполненный с возможностью принимать образец пластового флюида, фазоразделитель (128), выполненный с возможностью принимать образец пластового флюида из мерного сосуда (126) и разделять образец пластового флюида на поток газообразной фазы и поток жидкой фазы. Также система включает газовый хроматограф (134), выполненный с возможностью принимать поток газообразной фазы из фазоразделителя (128), и расходомер жидкости (138), выполненный с возможностью обнаруживать границу раздела, содержащую по меньшей мере один компонент потока жидкой фазы. Техническим результатом является автоматизация анализа образца пластового флюида, такого как образец пластового флюида, находящегося под давлением, например, газированной нефти. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 3 ил.

Description

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ
Приоритет данной формулы изобретения к заявке в США с порядковым № 61/365482, поданной 19 июля 2010, внесен в настоящий документ посредством ссылки.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Данное изобретение имеет отношение к автоматизированному анализу пластовых флюидов, таких как газированная (находящаяся под давлением) сырая нефть.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Пластовые флюиды, как правило, существуют или добываются при повышенных давлениях и температурах и включают в себя смесь газообразных углеводородов (например, природный газ) и сложные углеводородные флюиды, обычно называемые "нефтью" или "конденсатом". Есть случаи, когда в целях контроля и регулирования разработки пласта желательно определять параметры пластовых флюидов, например, определять газосодержание нефти (GOR), усадку флюида, плотность в градусах Американского нефтяного института (API) и углеводородный состав. Эти данные широко используются для оценки запасов, моделирования пластов, снятия кривой восстановления давления, размещения скважин и т.п. Хотя некоторые морские буровые платформы содержат небольшие лаборатории для определения основных параметров флюидов, площадь платформы может не позволять иметь оборудование, необходимое, чтобы анализировать флюид подробно. В некоторых случаях непрактично содержать объемное оборудование для анализа в отдаленных местах сбора образцов, таких как глубоководные морские буровые платформы, отдаленные пункты, развивающиеся страны и малоразвитые районы. Поэтому образец, взятый на морской буровой платформе, может быть доставлен в береговую испытательную лабораторию. В зависимости от нахождения морской буровой платформы или малоразвитого побережья, являющихся местами отбора образцов, образец может проехать сотни или тысячи миль для того, чтобы попасть в испытательную лабораторию. По меньшей мере частично благодаря инструкциям по транспортировке флюидов на нефтяной основе, находящихся под давлением, эта транспортировка может ввести значительную задержку между временем, когда образец взят, и временем, когда анализ выполнен. Эта временная задержка может быть чрезмерной и в некоторых случаях нецелесообразной, препятствующей часто повторяющимся испытаниям и сокращающей или исключающей повторные испытания. Транспортировка увеличивает вероятность того, что образец будет поврежден и/или загрязнен, и вносит дополнительные статьи расхода, связанные с транспортировкой и временем, в цену анализа. Если образец загрязнен или засорен во время отбора, транспортировки, или как-нибудь иначе, загрязнение или засорение не может быть обнаружено до тех пор, пока образец не проедет много миль, чтобы попасть в централизованную испытательную лабораторию. В таких случаях, по возможности, кроме того отбирается другой образец и транспортируется в централизованную испытательную лабораторию.
В некоторых случаях в лаборатории на морской буровой платформе могут быть проанализированы летучие вещества из жидкости, а не сама жидкость непосредственно. В то время как этот подход позволяет делать анализ на месте, может быть желательно получать больше информации относительно жидкости. Кроме того, когда анализ пластовых флюидов включает в себя вскипание, может потребоваться отдельное устройство для вскипания образца и сбора жидкой и газообразной фаз, и в таком случае жидкая и газообразная фазы, как правило, транспортируются в другое устройство для анализа компонентного состава. Эти операции, как правило, выполняются квалифицированным персоналом, размещенным на морской буровой платформе.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Реализация настоящего раскрытия направлена на приборы, системы и методики для автоматизированного анализа образца пластового флюида, такого как образец пластового флюида, находящегося под давлением (например, газированной нефти).
В первом общем аспекте анализ образца пластового флюида включает в себя разделение образца пластового флюида на поток газообразной фазы и поток жидкой фазы, определение состава потока газообразной фазы с помощью первого газового хроматографа, измерение параметра потока жидкой фазы и определение объема компонента потока жидкой фазы по меньшей мере частично на основании измеренного параметра потока жидкой фазы или на изменении измеренного параметра потока жидкой фазы. Измерение параметра может быть автоматизировано. Таким образом, измерение параметра может происходить без визуального наблюдения и взаимодействия с человеком.
Во втором общем аспекте система для анализа образца пластового флюида включает в себя мерный сосуд, выполненный с возможностью принимать образец пластового флюида, фазоразделитель, выполненный с возможностью принимать образец пластового флюида из мерного сосуда и разделять образец пластового флюида на поток газообразной фазы и поток жидкой фазы, газовый хроматограф, выполненный с возможностью принимать поток газообразной фазы из фазоразделителя, и расходомер жидкости, выполненный с возможностью обнаруживать границу раздела, включающую в себя по меньшей мере один компонент потока жидкой фазы.
Каждая из таких и других реализаций может необязательно включать в себя одну или более следующих функциональных возможностей. Например, анализ образца пластового флюида может включать в себя определение объема образца пластового флюида перед разделением образца пластового флюида на поток газообразной фазы и поток жидкой фазы. В некоторых случаях определение объема образца пластового флюида включает в себя обеспечение подача образца пластового флюида из источника флюида, находящегося под давлением, в мерный сосуд. Анализ образца пластового флюида может включать в себя определение температуры и давления потока газообразной фазы, определение объема потока газообразной фазы, определение энергосодержания потока газообразной фазы или их комбинации.
В некоторых случаях определение объема компонента потока жидкой фазы по меньшей мере частично на основании измеренного параметра потока жидкой фазы включает в себя измерение температуры потока жидкой фазы, измерение температурного градиента части потока жидкой фазы или измерение прозрачности потока жидкой фазы. Определение объема компонента потока жидкой фазы по меньшей мере частично на основании измеренного параметра потока жидкой фазы может включать в себя определение объема водосодержащего компонента в потоке жидкой фазы, определение объема нефтяного компонента в потоке жидкой фазы или их обоих. В ряде случаев определение объема компонента потока жидкой фазы по меньшей мере частично на основании измеренного параметра потока жидкой фазы включает в себя протекание потока жидкой фазы через расходомер жидкости.
Анализ образца пластового флюида может включать в себя определение плотности по меньшей мере части потока жидкой фазы. Определение плотности по меньшей мере части потока жидкой фазы может включать в себя, например, протекание потока жидкой фазы через плотномер. В некоторых вариантах воплощения анализ образца пластового флюида включает в себя определение газосодержания нефти или усадки флюида или плотности образца пластового флюида в градусах Американского нефтяного института или их комбинации. В некоторых случаях анализ образца пластового флюида включает в себя определение состава по меньшей мере части потока жидкой фазы с помощью второго газового хроматографа.
Система для анализа образца пластового флюида может включать в себя расходомер газа, выполненный с возможностью определять объем потока газообразной фазы, датчик давления, выполненный с возможностью определять давление потока газообразной фазы, датчик температуры, выполненный с возможностью определять температуру потока газообразной фазы или их комбинации. В некоторых случаях система для анализа образца пластового флюида включает в себя насос, выполненный с возможностью перекачивать поток жидкой фазы из фазоразделителя в расходомер жидкости.
В некоторых случаях система для анализа образца пластового флюида включает в себя второй мерный сосуд, выполненный с возможностью принимать поток жидкой фазы, плотномер, выполненный с возможностью определять плотность по меньшей мере части потока жидкой фазы, второй газовый хроматограф, выполненный с возможностью принимать по меньшей мере часть потока жидкой фазы или любые их комбинации. В ряде случаев система для анализа образца пластового флюида включает в себя контроллер (например, вычислительное устройство, такое как ноутбук или настольный компьютер). Контроллер может быть присоединен к сети и к одному или более удаленным вычислительным устройствам. Контроллер может быть выполнен с возможностью управлять потоком пластового флюида, потоком газообразной фазы, потоком жидкой фазы или их комбинацией. Например, контроллер может быть выполнен с возможностью запускать поток образца пластового флюида в мерный сосуд (например, в предварительно выбранное время, интервал или их комбинацию). В некоторых случаях контроллер выполнен с возможностью управлять расходом пластового флюида из мерного сосуда в фазоразделитель. В ряде случаев контроллер выполнен с возможностью запускать поток жидкой фазы из фазоразделителя в ответ на удаление практически всего потока газообразной фазы из фазоразделителя. Контроллер может быть выполнен с возможностью выбирать источник образца пластового флюида (например, из множества источников флюидов высокого давления).
Эти общие и частные аспекты могут быть осуществлены, используя устройство, систему или способ, или любую комбинацию устройств, систем или способов. Подробные сведения об одном или более вариантах воплощения сформулированы в сопровождающих чертежах и описании ниже. Другие признаки, задачи и преимущества будут очевидны из описания и чертежей, и из формулы изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Идеи, использованные здесь, могут быть более полно поняты с учетом следующего подробного описания различных вариантов воплощения с сопровождающими чертежами, в которых:
Фиг. 1 изображает иллюстративную систему для анализа образца пластового флюида;
Фиг. 2 изображает иллюстративный пробоотборник для подачи образца пластового флюида, находящегося под давлением, в систему для анализа образца пластового флюида; и
Фиг. 3 является схемой последовательности операций иллюстративного способа анализа образца пластового флюида.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
Обратимся к Фиг. 1. Система 100 для анализа образца пластового флюида является портативной системой, способной к непрерывным автономным измерениям газосодержания нефти (GOR) и другим измерениям, как правило, выполняемым в стационарной лаборатории. Система 100 может быть развернута на морских и удаленных пунктах, таким образом, устраняя трудности, связанные с транспортировкой пластового флюида, находящегося под давлением. Система 100 позволяет определять параметры образца пластового флюида быстро и относительно дешево, с высокой надежностью и точностью. В некоторых случаях система 100 может быть помещена в кожух с контролируемой атмосферой, подходящий для опасной окружающей среды, такой как кожух класса 1, группы 2 Национальной Ассоциации Производителей Электрооборудования (NEMA). Система 100 включает в себя контроллер 102, присоединенный к компонентам системы таким образом, что анализ образца пластового флюида может быть частично автоматизирован (например, автоматически анализируется образец, предоставленный пользователем) или полностью автоматизирован (например, автоматически отбирается и анализируется пластовый флюид, находящийся под давлением). Контроллер 102 может быть, например, ноутбуком или настольным компьютером или другим вычислительным устройством. Контроллер 102 может содержать специализированное программное обеспечение или многофункциональное программное обеспечение, например, электронную таблицу, которая облегчает выполнение вычислений и/или запись и хранение данных. В ряде случаев контроллер 102 связан с сетью 104, что позволяет отдаленным вычислительным устройствам 106 общаться с контроллером 102.
Как здесь описано, система 100 способна определять объем образца пластового флюида, находящегося под давлением, при известных температуре и давлении, а также объем потока газообразной фазы и потока жидкой фазы, выделившихся из образца пластового флюида, находившегося под давлением. Система 100 также способна автоматически определять температуру и давление газа в потоке газообразной фазы, газосодержание нефти и усадку образца пластового флюида, находящегося под давлением, и плотность в градусах Американского нефтяного института по меньшей мере части жидкой фазы. Наряду с другими параметрами, полезными в оценке запасов, моделировании пласта, снятии кривой восстановления давления, освоении скважины и размещении скважин и т.п., может быть также определен состав высвобожденных газообразной фазы и жидкой фазы.
Клапан 108 присоединен к контроллеру 110 клапана и к одному или более (например, от двух до двадцати) источникам флюида высокого давления. В примере клапан 108 является 12-ходовым клапаном высокого давления (например, моделю EMTCSD12UW, поставляемой Valco Instruments Co. Inc., Хьюстон, Техас), присоединенным к 12 различным источникам пластового флюида, находящегося под давлением. Источники пластового флюида, находящегося под давлением, могут включать в себя, например, любую комбинацию трубопроводов 112, транспортирующих газированную нефть (например, магистрали или устьевое оборудование) и пробоотборников 114 с образцами газированной нефти. Контроллер 110 клапана присоединен к контроллеру 102 таким образом, что источник образца пластового флюида, который будет проанализирован системой 100, может быть выбран удаленно по мере необходимости или на основании заранее заданной программы отбора проб.
Один пример пробоотборника описан в патенте США № 7467540, который внесен в настоящий документ посредством ссылки. Как показано на Фиг. 2, пробоотборник 200 образует внутри удлиненную полость 202, которая герметично принимает поршень 204. Поршень 204 делит удлиненную полость 202 на две различных камеры: камеру 206 для рабочего флюида и камеру 208 для образца. Камера 208 для образца выполнена с возможностью получать образец флюида через пробоотборный клапан 210. После получения образца флюида пробоотборный клапан 210 может быть закрыт для того, чтобы сохранить образец флюида в камере 208 для образца.
В некоторых вариантах воплощения пробоотборник 200 может быть выполнен с возможностью функционировать в качестве пикнометра. С этой целью максимальный объем пробоотборника 200 откалиброван для известных давления и температуры. Дополнительно, известен "сухой" вес пробоотборника 200. Объем образца флюида, таким образом, может быть определен регулировкой максимального объема камеры 208 для образца для температуры и давления образца флюида в ней. Вес образца флюида может быть определен взвешиванием пробоотборника 200, содержащего образец флюида, и вычитанием сухого веса пробоотборника. Плотность образца флюида может быть определена делением полученного веса на полученный объем.
В некоторых вариантах воплощения размер пробоотборника 200 может быть выбран так, чтобы облегчить оператору обращение с ним. В одном примере пробоотборник 200 имеет внутренний объем 10 см3, когда откалиброван при 10 МПа и 20°C и сделан из нержавеющей стали марки 316. Для того чтобы облегчить удаление и возвращение пробоотборника 200 в систему 100, выход пробоотборника может быть присоединен к быстроразъемному соединению 212, что позволяет легкую установку и отключение пробоотборника 200 от клапана 108. В некоторых вариантах воплощения детали с малым мертвым объемом используются в одной или более позициях системы 100, например, в соединениях с клапаном 108.
Как отмечено выше, пробоотборник 200 включает в себя поршень 204, который делит удлиненную полость 202 на две различных камеры: камеру 206 для рабочего флюида и камеру 208 для образца. Пробоотборник 200 может далее включать в себя управляющий клапан 214, связанный с камерой 206 для рабочего флюида. При открытом управляющем клапане 214 поступающий в камеру 208 для образца образец флюида двигает поршень 204 в удлиненной полости 202 для того, чтобы увеличить камеру 208 для образца и уменьшить объем камеры 206 для рабочего флюида. Рабочий флюид (например, газ под давлением, такой как CO2 или жидкость под давлением, такая как вода) может быть введен через управляющий клапан 214, чтобы создать избыточное давление в камере 206 для рабочего флюида и переместить образец флюида из камеры 208 для образца к клапану 108. В некоторых случаях образец флюида может быть удален из камеры 208 для образца другим способом. Например, для перемещения поршня 204 может быть использована механическая или электромеханическая система, такая как двигатель и зубчатая передача или винтовая передача.
В иллюстративном примере, показанном на Фиг. 2, рабочий флюид в камере 206 для рабочего флюида оказывает давление, через поршень 204, на образец флюида в камере 208 для образца. Когда пробоотборный клапан 210 открыт, давление в камере 208 для образца падает. Давление в камере 206 для рабочего флюида двигает поршень 204, чтобы уменьшить объем камеры 208 для образца и, таким образом, вытеснить образец флюида из пробоотборника 200. В некоторых случаях, например, когда образец флюида является газированной нефтью под давлением, образец флюида может стать двухфазным (то есть, газ и жидкость), когда пробоотборный клапан 210 открыт и давление в камере 208 для образца падает. Тогда более тяжелая жидкая фаза образца флюида накапливается в нижней части камеры 208 для образца, а газообразная фаза образца флюида накапливается в верхней части камеры для образца. Движение поршня 204 удаляет газообразную фазу и жидкую фазу образца флюида через клапан 108.
Обратимся снова к Фиг. 1. Как только клапаном 108 будет выбран источник флюида высокого давления, образец пластового флюида протекает от источника к разделяющему устройству 116. Часть образца течет из разделяющего устройства 116 к регулятору 118 обратного давления с малым мертвым объемом (например, модели EB1HP1-SS316, поставляемой Equilibar, LLC, Флетчера, Северная Каролина). Другая часть образца течет из разделяющего устройства 116 к фильтру 120 для удаления твердых частиц из образца пластового флюида. В примере фильтр 120 является 0,5-микронным фильтром (например, модели 15-51AF2, поставляемой High Pressure Equipment Company, Эри, Пенсильвания). Из фильтра 120 образец пластового флюида течет к клапану 122. Клапан 122 управляется контроллером 124 клапана, присоединенным к контроллеру 102 и, может быть, например, к трехходовому клапану (например, модели DC3UW/EMT, поставляемой Valco Instruments Co. Inc., Хьюстон, Техас). Когда клапан 122 находится в положении "загрузка", мерный сосуд 126 заполняется образцом пластового флюида. В некоторых вариантах воплощения объем мерного сосуда 126 находится в диапазоне между 2 см3 и 20 см3. В примере объем мерного сосуда 126 равен 8 см3. В некоторых вариантах воплощения мерный сосуд 126 включает в себя или присоединен к насосу 126'. В некоторых вариантах воплощения мерный сосуд 126 является высокоточным шприцевым насосом высокого давления (поставляется, например, cetoni GMBH, Германия), присоединенным к контроллеру 102.
Объем образца пластового флюида определяется при заполненном мерном сосуде 126. Когда клапан 122 находится в положении "подача", образец пластового флюида течет через клапан и к регулятору 118 обратного давления, где обратное давление обеспечено частью образца пластового флюида из разделяющего устройства 116. Флюид из мерного сосуда 126 подается с регулируемой скоростью (например, в диапазоне между приблизительно 0,1 см3/мин и приблизительно 10 см3/мин, или приблизительно 1 см3/мин) через регулятор 118 обратного давления в фазоразделитель 128. Регулятор 118 обратного давления может служить ограничительным или дозирующим клапаном, вызывая однократное вскипание образца пластового флюида, выпущенного из регулятора обратного давления, позволяя образцу пластового флюида разделиться на газообразную фазу, как правило включающую в себя природный газ, и жидкую фазу, как правило, включающую в себя нефтяной компонент и водосодержащий компонент. Нефтяной компонент обычно включает в себя углеводороды природного происхождения, присутствующие в сырой нефти, и конденсаты. Вскипание обычно поддерживается при постоянных давлении и температуре в кожухе 130 (например, подходящими нагревающим и охлаждающим устройствами, вместе с контроллером температуры, присоединенным к контроллеру 102), пока вся жидкость в мерном сосуде 126 практически не исчерпана.
Потоку газообразной фазы позволяется выйти из фазоразделителя 128. Температура и давление потока газообразной фазы определяются посредством датчика 132 давления/температуры, присоединенного к контроллеру 102. Поток газообразной фазы затем поступает в газовый хроматограф 134 через кран-дозатор для ввода газообразных проб, и определяется состав газообразной фазы в соответствии с документом GPA 2286 ("Временный способ углубленного анализа природного газа и подобных газообразных смесей посредством газовой хроматографии с программированием температуры", редакция от 1995, Общество переработчиков газа), который включен в настоящую заявку посредством ссылки. Энергетическая ценность потока газообразной фазы может быть определена по меньшей мере частично на основании данных газового хроматографа 134. Поток газообразной фазы, выходящий из газового хроматографа 134, проходит через расходомер 136 газа (поставляемый, например, Agilent Technologies, Санта-Клара, Калифорния), присоединенный к контроллеру 102, и определяется объем потока газообразной фазы. Поток газообразной фазы, выходящий из расходомера 136 газа, выбрасывается в атмосферу или анализируется далее по необходимости.
В ответ на прекращение выделения газа и/или уменьшение потока газа через расходомер 136 газа, что является показателем практически завершенного вскипания, контроллер 102 запускает поток жидкой фазы из фазоразделителя 128. В примере контроллер 102 запускает поток жидкой фазы из фазоразделителя 128 посредством включения насоса, чтобы прокачивать флюид из фазоразделителя к расходомеру 138 жидкости. В примере контроллер 102 запускает мерный сосуд 140, который может включать в себя или быть присоединенным к насосу 140' для того, чтобы откачать жидкость из фазоразделителя 128 через клапан 142, присоединенный к контроллеру 144 клапана. Клапан 142 может быть трехходовым клапаном (например, модели DC3UW/EMT, поставляемой Valco Instruments Co. Inc., Хьюстон, Техас). Мерный сосуд 140 может быть рассчитанным на среднее давление высокоточным шприцевым насосом (поставляемым, например, cetoni GMBH, Германия).
По мере того как жидкость откачивается из фазоразделителя 128, поток жидкой фазы течет через расходомер 138 жидкости. Расходомер 138 жидкости, присоединенный к контроллеру 102, контролирует или измеряет один или более параметров потока жидкой фазы. Контролируемым или измеряемым параметром может быть, например, температура потока жидкой фазы, температурный градиент части потока жидкой фазы, светопропускание (например, прозрачность в видимом или ультрафиолетовом диапазоне) потока жидкой фазы. Параметр потока жидкой фазы может контролироваться или измеряться автоматически в предварительно выбранном временном интервале, и объем одного или более компонентов потока жидкой фазы, течение которой может быть пробковым течением по своей природе, может быть определен по меньшей мере частично на основании параметра потока жидкой фазы. Измеренный параметр может также использоваться для того, чтобы обнаружить границу раздела между компонентами в потоке жидкой фазы (например, нефтяным компонентом и водосодержащим компонентом) или границу раздела, включающую в себя компонент в потоке жидкой фазы (например, нефтяной компонент) и газ из фазоразделителя после потока жидкой фазы. Когда расходомером 138 жидкости обнаружено присутствие газа после потока жидкой фазы (или границы раздела между компонентом потока жидкой фазы и газом), жидкие компоненты, как подразумевается, практически полностью удалены из фазоразделителя 128. Подходящие расходомеры жидкости включают в себя, например, модель ASL-1600-20, поставляемую Sensirion AG, Швейцария, и цифровые массовые расходомеры/контроллеры LIQUI-FLOW Series L10/L20, поставляемые BRONKHORST, Нидерланды.
В примере расходомер 138 жидкости определяет температурный градиент части потока жидкой фазы, поскольку поток жидкой фазы течет через капилляр с нагревательным элементом. Определение температурного градиента по меньшей мере частично основано на теплопроводности и расходе жидкости в капилляре. Расходомер жидкости выполнен с возможностью обеспечивать расход потока жидкой фазы по меньшей мере частично на основании найденной температуры или температурного градиента. Так как теплопроводность компонентов (например, нефтяного компонента и водосодержащего компонента) в потоке жидкой фазы отличаются, то объем компонента (или компонентов) потока жидкой фазы может быть определен по меньшей мере частично на основании измеренного параметра (например, температуры или температурного градиента) потока жидкой фазы. Дополнительно, данные расходомера 138 жидкости могут использоваться для того, чтобы обнаружить границу раздела между компонентами потока жидкой фазы или содержания по меньшей мере одного компонента потока жидкой фазы (например, границы раздела между одним компонентом потока жидкой фазы, такими как нефтяной компонент, и газом). Идентификация по меньшей мере одной границы раздела, содержащей по меньшей мере один компонент потока жидкой фазы, объемные данные от мерного сосуда 140, и, необязательные данные о расходе от расходомера 138 жидкости, позволяют определить объем по меньшей мере одного из компонентов (например, нефтяного компонента, водосодержащего компонента, или их обоих) в потоке жидкой фазы.
Как только практически весь поток жидкой фазы окажется в мерном сосуде 140 и объем одного или более компонентов потока жидкой фазы будет определен, клапан 142 устанавливается в положение "подача" и потоку жидкой фазы позволяется течь (например, с помощью насоса) через клапан 142 и через плотномер 146, который определяет плотность по меньшей мере части (например, по меньшей мере нефтяного компонента) потока жидкой фазы. Подходящие плотномеры включают в себя L-Dens 313 Stainless steel 316Ti Online Density Transmitter (поставляемый, например, Anton Paar GmbH, Австрия). В некоторых вариантах воплощения насос или инжектор 148 помещен между плотномером 146 и газовым хроматографом 150. Насос или инжектор 148, присоединенный к контроллеру 102, обеспечивают подходящую интенсивность потока жидкой фазы к крану-дозатору для ввода жидких проб, присоединенному к газовому хроматографу 150.
Состав по меньшей мере части потока жидкой фазы (например, состав нефтяного компонента) определяется посредством газового хроматографа 150 в соответствии с измененной версией (то есть Внешний стандарт количественного представления и группировки по псевдокомпонентам) Стандарта GPA (Общества переработчиков газа) 2186-02 ("Способ углубленного анализа углеводородных жидких смесей, содержащих азот и углекислый газ, посредством газовой хроматографии с программированием температуры", пересмотренный и принятый как Стандарт 2002, Общество переработчиков газа), который внесен в настоящий документ посредством ссылки. Компоненты образца, в 100 весовых % содержащего C1-C35 и неэлюируемую часть (C36+), с углеводородами, элюирующими после n-пентана, группируются и количественно определяются как псевдокомпоненты, за исключением некоторого количества циклических и ароматических соединений.
Жидкость, вытекающая из газового хроматографа 150, может течь через переключающий клапан 152. Переключающий клапан 152 может быть присоединен к контроллеру 156 клапана. Контроллер 102, присоединенный к контроллеру 156 клапана, может выбирать положение переключающего клапана 152, таким образом направляя поток жидкой фазы на выход из системы 100 или в сборник 154 жидкости. Сборник 154 жидкости может накапливать жидкость от одного или более образцов пластового флюида. В некоторых случаях сборник 154 жидкости может быть отсоединен от системы 100 и перевезен к стационарной лаборатории для дополнительного анализа жидкости в сборнике жидкости.
Газовые хроматографы 134 и 150 могут поддерживать связь с контроллером 102 для того, чтобы делать возможными локальное или удаленное наблюдение, анализ и управление выходными данными газовых хроматографов и/или других компонентов системы 100. Определение состава нефтяного компонента потока жидкой фазы из газового хроматографа 150 может быть объединено с анализом компонентного состава потока газообразной фазы от газового хроматографа 134 с использованием общепринятой методики для того, чтобы получить состав "газированного флюида". В примере состав газированного флюида может быть использован для компьютерного моделирования, чтобы определить поведение жидкой фазы и, таким образом, принадлежность и происхождение флюида. Одно или более из вычислений, описанных выше, может быть выполнено контроллером 102.
Как здесь было описано, в дополнение к составу образца пластового флюида система 100 может обеспечивать объем потока газообразной фазы (или высвобожденного газа), как определяется расходомером 136 газа, и объем по меньшей мере части потока жидкой фазы (например, высвобожденного нефтяного компонента или водосодержащего компонента), как определяется связью мерного сосуда 140 и расходомера 138 жидкости. Система 100 может также обеспечивать газосодержание (GOR) образца пластового флюида на основании отношения объема потока газообразной фазы к объему нефти в потоке жидкой фазы, с пересчетом к стандартным температуре и давлению, а также плотности в градусах Американского нефтяного института и усадку флюида на основании отношения объема нефти в потоке жидкой фазы и начального объема образца пластового флюида, как определяется мерным сосудом 126.
После анализа образца пластового флюида из первого источника флюида высокого давления, присоединенного к клапану 108, компоненты системы 100 могут быть очищены при подготовке к анализу следующего образца. Может быть выбран второй источник флюида высокого давления или может быть выбран второй образец из первого источника флюида высокого давления.
Хотя дано описание конкретных компонентов, смонтированных в конкретном порядке, компоненты в системе 100 могут быть смонтированы в конфигурации, отличающейся от проиллюстрированной на Фиг. 1. Дополнительно, один или более из компонентов могут быть пропущены или дополнительные компоненты могут быть добавлены. Например, может быть пропущен насос/инжектор 148 или может быть добавлен дополнительный газовый хроматограф.
Иллюстративный способ 300 анализа пластового флюида высокого давления, выполнимый посредством иллюстративной системы 100, описан со ссылкой на Фиг. 3. В иллюстративном способе источник флюида высокого давления выбирается в операции 302. В операции 304 определяется объем образца пластового флюида из источника флюида высокого давления. В операции 306 образец пластового флюида разделяется на поток газообразной фазы и поток жидкой фазы. Разделение образца пластового флюида может быть достигнуто, например, посредством вскипания образца пластового флюида при регулируемых температуре и давлении. В операции 308 определяются давление и температура потока газообразной фазы. В операции 310 определяется состав потока газообразной фазы (например, посредством первого газового хроматографа). В некоторых случаях энергетическая ценность потока газообразной фазы может быть определена по меньшей мере частично на основании состава потока газообразной фазы. В операции 312 определяется объем потока газообразной фазы (например, потока через расходомер газа). Поток газообразной фазы может выбрасываться в атмосферу.
После того как практически весь образец пластового флюида будет подвергнут вскипанию, на что указывает уменьшение потока газа через расходомер газа, запускается анализ потока жидкой фазы. В примере контроллер, чувствительный к уменьшению потока газа через расходомер газа, запускает поток образца жидкой фазы из фазоразделителя, таким образом запуская анализ потока жидкой фазы. Операция 314 включает в себя измерение параметра потока жидкой фазы и определение объема компонента потока жидкой фазы по меньшей мере частично на основании измеренного параметра потока жидкой фазы. Операция 314 может также включать в себя контроль объема потока жидкой фазы (например, при помощи мерного сосуда, такого как шприцевой насос, присоединенный к контроллеру).
В операции 316 определяется (например, с плотномером) плотность по меньшей мере части потока жидкой фазы (например, нефтяного компонента). В операции 318 определяется (например, с помощью второго газового хроматографа) состав потока жидкой фазы. Поток жидкой фазы, выходящий из газового хроматографа, может быть слит или собран в сборнике жидкости для дополнительного анализа (например, в другом месте).
Состав образца пластового флюида может быть определен в операции 320, объединяя данные, предоставленные контроллеру первым газовым хроматографом и вторым газовым хроматографом. В операции 320 на основании данных, собранных, как описано посредством способа 300 системой 100, могут быть определены газосодержание нефти, усадка флюида, плотность в градусах Американского нефтяного института и другие полезные отношения.
Хотя описание дано в конкретном порядке, описанные выше операции могут быть выполнены в другом порядке. Дополнительно, может быть опущен один или более этапов или могут быть добавлены дополнительные этапы.
Был описан ряд вариантов воплощения данного изобретения. Однако будет подразумеваться, что могут быть сделаны различные модификации, не отступающие от духа и контекста изобретения. Соответственно, другие варианты воплощения находятся в рамках следующей формулы изобретения. Дополнительные модификации и альтернативные варианты воплощения различных аспектов будут очевидны для специалистов в данной области техники в свете этого описания. Соответственно, это описание должно рассматриваться только как иллюстративное. Нужно понимать, что образцы, показанные и описанные здесь, должны быть приняты как примеры вариантов воплощения. Элементы и материалы, проиллюстрированные и описанные здесь, могут быть заменены, функции и процессы могут быть пересмотрены, а некоторые функциональные возможности могут быть использованы независимо, все это будет очевидно для специалиста в данной области техники после изучения преимущества этого описания. В описанных здесь элементах могут быть произведены изменения, не отступая от духа и контекста, как описано в следующей формуле изобретения.

Claims (14)

1. Способ анализа образца пластового флюида, включающий этапы, на которых:
разделяют образец пластового флюида на поток газообразной фазы и поток жидкой фазы, при этом поток жидкой фазы содержит нефтяной компонент и водосодержащий компонент;
определяют состав потока газообразной фазы с помощью первого газового хроматографа;
измеряют параметр потока жидкой фазы и
определяют объем нефтяного компонента или водосодержащего компонента потока жидкой фазы по меньшей мере частично на основании измеренного параметра потока жидкой фазы,
при этом определение объема нефтяного компонента или водосодержащего компонента потока жидкой фазы включает обнаружение границы раздела между нефтяным компонентом и водосодержащим компонентом потока жидкой фазы или обнаружение границы раздела между нефтяным компонентом или водным компонентом потока жидкой фазы и газом.
2. Способ по п. 1, дополнительно включающий определение объема образца пластового флюида перед разделением образца пластового флюида на поток газообразной фазы и поток жидкой фазы и/или в котором определение объема образца пластового флюида включает обеспечение подачи образца пластового флюида из источника флюида, находящегося под давлением, в мерный сосуд.
3. Способ по п. 1 или 2, дополнительно включающий определение температуры и давления потока газообразной фазы и/или дополнительно содержащий определение объема потока газообразной фазы и/или определение энергетической ценности потока газообразной фазы.
4. Способ по п. 1 или 2, в котором определение объема компонента потока жидкой фазы, по меньшей мере частично основанное на измеренном параметре потока жидкой фазы, включает измерение температуры потока жидкой фазы и/или определение объема водосодержащего компонента в потоке жидкой фазы и/или определение объема нефтяного компонента в потоке жидкой фазы и/или протекание потока жидкой фазы через жидкостный расходомер.
5. Способ по п. 1 или 2, дополнительно включающий определение плотности по меньшей мере части потока жидкой фазы и/или в котором определение плотности по меньшей мере части потока жидкой фазы включает протекание потока жидкой фазы через плотномер.
6. Способ по п. 1 или 2, дополнительно включающий определение газосодержания образца пластового флюида и/или определение усадки образца пластового флюида и/или определение плотности образца пластового флюида в градусах Американского нефтяного института.
7. Способ по п. 1 или 2, дополнительно включающий определение состава по меньшей мере части потока жидкой фазы при помощи второго газового хроматографа.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что измеренным параметром потока жидкой фазы является светопропускание потока жидкой фазы.
9. Система для анализа образца пластового флюида, система содержит:
мерный сосуд, выполненный с возможностью принимать образец пластового флюида;
фазоразделитель, выполненный с возможностью принимать образец пластового флюида из мерного сосуда и разделять образец пластового флюида на поток газообразной фазы и поток жидкой фазы;
газовый хроматограф, расположенный таким образом, чтобы принимать поток газообразной фазы из фазоразделителя; и
расходомер жидкости, выполненный с возможностью обнаруживать границу раздела, содержащую по меньшей мере один компонент потока жидкой фазы.
10. Система по п. 9, дополнительно содержащая газовый расходомер, выполненный с возможностью определять объем потока газообразной фазы, и/или дополнительно содержащая датчик давления, выполненный с возможностью определять давление потока газообразной фазы, и/или дополнительно содержащая датчик температуры, выполненный с возможностью определять температуру потока газообразной фазы.
11. Система по п. 9 или 10, дополнительно содержащая насос, выполненный с возможностью перекачивать поток жидкой фазы из фазоразделителя в расходомер жидкости, и/или дополнительно содержащая второй мерный сосуд, выполненный с возможностью принимать поток жидкой фазы, и/или дополнительно содержащая плотномер, выполненный с возможностью определять плотность по меньшей мере части потока жидкой фазы, и/или дополнительно содержащая второй газовый хроматограф, расположенный таким образом, чтобы принимать по меньшей мере часть потока жидкой фазы.
12. Система по п. 9 или 10, дополнительно содержащая контроллер, присоединенный к системе.
13. Система по п. 12, в которой контроллер выполнен с возможностью управлять потоком пластового флюида, потоком газообразной фазы, потоком жидкой фазы или их комбинацией, и/или в которой контроллер выполнен с возможностью запускать поток образца пластового флюида в мерный сосуд, и/или в которой контроллер выполнен с возможностью запускать поток образца пластового флюида в мерный сосуд в предварительно выбранное время, интервал или их комбинацию, и/или в которой контроллер выполнен с возможностью управлять расходом пластового флюида из мерного сосуда в фазоразделитель, и/или в которой контроллер выполнен с возможностью запускать поток жидкой фазы из фазоразделителя в ответ на удаление практически всего потока газообразной фазы из фазоразделителя, и/или в которой контроллер выполнен с возможностью выбрать источник образца пластового флюида, и/или в которой расходомер жидкости выполнен с возможностью обнаруживать границу раздела между нефтяным компонентом потока жидкой фазы и газом.
14. Система по п. 9, отличающаяся тем, что расходомер жидкости выполнен с возможностью определять светопропускание потока жидкой фазы.
RU2013107034/28A 2010-07-19 2011-07-18 Автоматизированный анализ пластовых флюидов, находящихся под давлением RU2571169C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US36548210P 2010-07-19 2010-07-19
US61/365,482 2010-07-19
PCT/US2011/044396 WO2012012346A1 (en) 2010-07-19 2011-07-18 Automated analysis of pressurized reservoir fluids

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2013107034A RU2013107034A (ru) 2014-08-27
RU2571169C2 true RU2571169C2 (ru) 2015-12-20

Family

ID=44509630

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013107034/28A RU2571169C2 (ru) 2010-07-19 2011-07-18 Автоматизированный анализ пластовых флюидов, находящихся под давлением

Country Status (11)

Country Link
US (1) US8966969B2 (ru)
EP (1) EP2596346B1 (ru)
CN (1) CN103221819B (ru)
AU (1) AU2011279877B2 (ru)
CA (1) CA2806067C (ru)
DK (1) DK2596346T3 (ru)
MX (1) MX2013000810A (ru)
MY (1) MY168284A (ru)
PE (1) PE20131039A1 (ru)
RU (1) RU2571169C2 (ru)
WO (1) WO2012012346A1 (ru)

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
PE20121270A1 (es) 2009-07-30 2012-10-07 Sgs North America Inc Analisis de presion-volumen-temperatura de fluidos presurizados
US8991233B2 (en) 2011-04-28 2015-03-31 Sgs North America Inc. Analysis of pressurized reservoir fluids
CA2939078C (en) 2014-02-12 2020-07-07 Mustang Sampling, Llc Natural gas liquid pressure regulating vaporizer sampling system
JP6674734B2 (ja) * 2014-10-29 2020-04-01 三星ディスプレイ株式會社Ｓａｍｓｕｎｇ Ｄｉｓｐｌａｙ Ｃｏ．，Ｌｔｄ． 有機エレクトロルミネッセンス素子用材料及びそれを用いた有機エレクトロルミネッセンス素子
US20160320354A1 (en) * 2015-05-01 2016-11-03 Ctc Analytics Ag Device for extracting a volatile component
JP6654000B2 (ja) * 2015-05-19 2020-02-26 株式会社日立ハイテクノロジーズ 試料断片化装置
US10078035B2 (en) 2015-09-18 2018-09-18 Mustang Sampling, Llc Post-probe upstream metering pump for insuring NGL phase change completion in sample conditioning
WO2018148829A1 (en) * 2017-02-14 2018-08-23 Validere Technologies Inc. Liquid testing system and method
CA3015280A1 (en) * 2017-08-25 2019-02-25 The Saskatchewan Research Council Syringe pump based produced fluid collection system
US10613006B1 (en) 2018-09-24 2020-04-07 Mustang Sampling, LLC. Liquid vaporization device and method
US11852616B2 (en) * 2021-01-07 2023-12-26 Saudi Arabian Oil Company High pressure high temperature direct fluid injection to gas chromatography in a PVT system
GB2608416B (en) * 2021-06-30 2024-06-26 Equinor Energy As Hydrocarbon liquid monitoring
US11320347B1 (en) 2021-11-08 2022-05-03 En-Fab, Inc. Portable, high temperature, heavy oil well test unit with automatic multi sampling system

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5499531A (en) * 1995-03-17 1996-03-19 The Mitre Corporation System and method for determining volatile constituents, vapor pressure and vapor emissions of liquids
US6237396B1 (en) * 1998-12-22 2001-05-29 Institut Francais Du Petrole Integrated analysis process and device for hydrocarbon characterization by distillation simulation
RU2362143C1 (ru) * 2008-04-10 2009-07-20 Институт физической химии и электрохимии им. А.Н. Фрумкина Российской академии наук Устройство крепления и герметизации кварцевой кюветы в рефрактометрическом детекторе для жидкостной хроматографии

Family Cites Families (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3859209A (en) 1973-08-14 1975-01-07 California Inst Of Techn System for and method of extract concentration and direct injection into a chromatographic instrument
US4409814A (en) 1981-02-06 1983-10-18 Tokyo Shibaura Denki Kabushiki Kaisha Gas extracting device
DE3369089D1 (en) 1982-04-27 1987-02-19 British Petroleum Co Plc Sample receiving and mixing device
US4773257A (en) 1985-06-24 1988-09-27 Chevron Research Company Method and apparatus for testing the outflow from hydrocarbon wells on site
US5235843A (en) 1988-08-24 1993-08-17 The Dow Chemical Company Method and apparatus for analyzing volatile chemical components in a liquid
US5400657A (en) 1994-02-18 1995-03-28 Atlantic Richfield Company Multiphase fluid flow measurement
GB2292216B (en) * 1994-08-06 1999-03-10 Schlumberger Ltd Optical probes
US5663492A (en) 1996-06-05 1997-09-02 Alapati; Rama Rao System for continuous analysis and modification of characteristics of a liquid hydrocarbon stream
US6348354B1 (en) * 1998-07-06 2002-02-19 Bayer Corporation Method and apparatus for controlling a stream of liquid test packages in a capsule chemistry analysis system
US6164308A (en) 1998-08-28 2000-12-26 Butler; Bryan V. System and method for handling multiphase flow
US6318156B1 (en) * 1999-10-28 2001-11-20 Micro Motion, Inc. Multiphase flow measurement system
US6865926B2 (en) 2000-01-25 2005-03-15 State Of Oregon Acting By And Through The State Board Of Higher Education On Behalf Of Portland State University Method and apparatus for sample analysis
US7257987B2 (en) 2000-01-25 2007-08-21 State Of Oregon Acting By And Through The State Board Of Higher Education On Behalf Of Portland State University Method and apparatus for sample analysis
CA2431615A1 (en) 2000-01-25 2001-08-02 The State Of Oregon Acting By And Through The State Board Of Higher Educ Ation On Behalf Of Portland State University Method and apparatus for concentrating samples for analysis
RU2229122C1 (ru) 2003-02-11 2004-05-20 Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" ОАО "НИПИгазпереработка" Способ определения суммарного содержания углеводородов в анализируемой смеси
US7416653B2 (en) 2003-12-19 2008-08-26 Shell Oil Company Systems and methods of producing a crude product
CN103954698B (zh) * 2005-10-06 2017-01-18 Sgs瑞士通用公证行股份有限公司 利用气相色谱仪分析分离的汽相和液相的组成
RU2404362C2 (ru) 2005-12-29 2010-11-20 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Кабельный внутрискважинный газовый хроматограф и способ внутрискважинной газовой хроматографии
US8113043B2 (en) 2006-11-27 2012-02-14 Crocker Research Pty Ltd Downhole fluid property chromatography
US7637151B2 (en) * 2006-12-19 2009-12-29 Schlumberger Technology Corporation Enhanced downhole fluid analysis
US7823656B1 (en) * 2009-01-23 2010-11-02 Nch Corporation Method for monitoring drilling mud properties
US8991233B2 (en) 2011-04-28 2015-03-31 Sgs North America Inc. Analysis of pressurized reservoir fluids

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5499531A (en) * 1995-03-17 1996-03-19 The Mitre Corporation System and method for determining volatile constituents, vapor pressure and vapor emissions of liquids
US6237396B1 (en) * 1998-12-22 2001-05-29 Institut Francais Du Petrole Integrated analysis process and device for hydrocarbon characterization by distillation simulation
RU2362143C1 (ru) * 2008-04-10 2009-07-20 Институт физической химии и электрохимии им. А.Н. Фрумкина Российской академии наук Устройство крепления и герметизации кварцевой кюветы в рефрактометрическом детекторе для жидкостной хроматографии

Also Published As

Publication number Publication date
DK2596346T3 (da) 2020-03-23
WO2012012346A1 (en) 2012-01-26
MX2013000810A (es) 2013-04-29
EP2596346A1 (en) 2013-05-29
CN103221819B (zh) 2015-09-16
RU2013107034A (ru) 2014-08-27
EP2596346B1 (en) 2020-01-01
US20120011919A1 (en) 2012-01-19
US8966969B2 (en) 2015-03-03
AU2011279877A1 (en) 2013-02-28
AU2011279877B2 (en) 2014-10-02
PE20131039A1 (es) 2013-10-12
MY168284A (en) 2018-10-19
CA2806067C (en) 2019-01-22
CA2806067A1 (en) 2012-01-26
CN103221819A (zh) 2013-07-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2571169C2 (ru) Автоматизированный анализ пластовых флюидов, находящихся под давлением
EP2702403B1 (en) Analysis of pressurized reservoir fluids
DK2460017T3 (en) PVT ANALYSIS OF COMPRESSED FLUIDS
AU2015249934B2 (en) Condensate-gas ratios of hydrocarbon-containing fluids
RU2555984C2 (ru) Измерение потерь газа на системе поверхностной циркуляции буровой установки
Richon Experimental techniques for the determination of thermophysical properties to enhance chemical processes
Aimikhe et al. Experimental determination of water content of sweet natural gas with methane component below 70%
Mu et al. Measurement and prediction of hydrocarbon dew points of synthetic natural gas mixtures
Elder Evaluation of gas-extraction efficiency during mud-logging operations
Monacchi et al. Innovative Modular and Digitalized Subsea Sampling and Measurement System for Produced Oil and Gas
Pereira et al. Performance verification of multiphase flow meters in allocation measurement in the Oil & Gas wells
Grynia et al. Water Content of Hydrogen Sulfide–A Review
Mmata et al. Phase Behaviour Measurements of the Fluid Properties in Flowing Multiphase Hydrocarbon Streams
Marrelli et al. Preliminary Testing of a Low Cost, Low Gas, Three Phase Meter for Minas Well Testing
Flaten et al. Tools for gas-condensate liquid management
Boniface et al. A Field Study of Surface Sampling in Well Testing. A New Approach
Zainal Experimental Investigation of Gas Diffusivity in Reservoir Fluid at Elevated Pressure for Malaysian Oilfield