RU2619613C2 - Системы и способы оптимизации анализа подземных скважин и текучих сред с помощью инертных газов - Google Patents
Системы и способы оптимизации анализа подземных скважин и текучих сред с помощью инертных газов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2619613C2 RU2619613C2 RU2015133159A RU2015133159A RU2619613C2 RU 2619613 C2 RU2619613 C2 RU 2619613C2 RU 2015133159 A RU2015133159 A RU 2015133159A RU 2015133159 A RU2015133159 A RU 2015133159A RU 2619613 C2 RU2619613 C2 RU 2619613C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- fluid
- gas
- inert gases
- information processing
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 143
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 title claims abstract description 83
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 53
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 title description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 118
- 230000010365 information processing Effects 0.000 claims abstract description 42
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 49
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 28
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 17
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 15
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 8
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- 230000006870 function Effects 0.000 description 6
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 6
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N (2s)-2-[[4-[2-(2,4-diaminoquinazolin-6-yl)ethyl]benzoyl]amino]-4-methylidenepentanedioic acid Chemical compound C1=CC2=NC(N)=NC(N)=C2C=C1CCC1=CC=C(C(=O)N[C@@H](CC(=C)C(O)=O)C(O)=O)C=C1 NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N 0.000 description 1
- 206010067484 Adverse reaction Diseases 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000006838 adverse reaction Effects 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000001413 cellular effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052743 krypton Inorganic materials 0.000 description 1
- DNNSSWSSYDEUBZ-UHFFFAOYSA-N krypton atom Chemical compound [Kr] DNNSSWSSYDEUBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002343 natural gas well Substances 0.000 description 1
- 229910052754 neon Inorganic materials 0.000 description 1
- GKAOGPIIYCISHV-UHFFFAOYSA-N neon atom Chemical compound [Ne] GKAOGPIIYCISHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 229910052704 radon Inorganic materials 0.000 description 1
- SYUHGPGVQRZVTB-UHFFFAOYSA-N radon atom Chemical compound [Rn] SYUHGPGVQRZVTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000004441 surface measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052724 xenon Inorganic materials 0.000 description 1
- FHNFHKCVQCLJFQ-UHFFFAOYSA-N xenon atom Chemical compound [Xe] FHNFHKCVQCLJFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/003—Determining well or borehole volumes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/11—Locating fluid leaks, intrusions or movements using tracers; using radioactivity
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/005—Testing the nature of borehole walls or the formation by using drilling mud or cutting data
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/008—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by injection test; by analysing pressure variations in an injection or production test, e.g. for estimating the skin factor
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/24—Earth materials
- G01N33/241—Earth materials for hydrocarbon content
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к системе оперативного контроля и управления текучей средой, способу оперативного контроля скважины и способу определения эффективности системы извлечения газа. Система оперативного контроля и управления текучей средой содержит систему обработки информации; одно или более устройств измерения текучей среды, коммуникативно связанных с системой обработки информации, которые выполнены с возможностью определения объема или расхода одной или более текучих сред, вводимых в скважину или выходящих из нее; устройство для закачивания газа, которое выполнено с возможностью введения одного или более инертных газов в текучую среду или скважину; систему извлечения газа, выполненную с возможностью извлечения одной или более газовых проб из одной или более текучих сред, выходящих из скважины; и газоанализатор, коммуникативно связанный с системой обработки информации и выполненный с возможностью приема одной или более газовых проб из системы извлечения газа. Система обработки информации выполнена с возможностью приема данных из газоанализатора, касающихся наличия одного или более инертных газов в газовых пробах и данных от одного или более устройств измерения текучей среды, касающихся объема или расхода одной или более текучих сред, вводимых в скважину или выходящих из нее. Система обработки информации выполнена с возможностью использования данных, получаемых из газоанализатора и одного или более устройств измерения текучей среды для определения одного или более параметров, выбранных из группы, состоящей из общего объема скважины, времени запаздывания в скважине, характеристики потока в скважине, эффективности системы извлечения газа и любого их сочетания. Технический результат заключается в оперативном контроле и управлении текучей средой. 3 н. и 17 з.п. ф-лы.
Description
Уровень техники
Настоящее изобретение относится к подземным операциям и, в частности, системам и способам оперативного контроля и получения характеристик скважин и текучих сред в подземной формации.
Выполнение подземных операций связано с выполнением различных шагов, на каждом из которых используется ряд устройств. Многие подземные операции предполагают введение в подземную формацию одной или более текучих сред. Например, буровые работы играют важную роль при разработке нефтяных, газовых или водяных скважин, или при добыче полезных ископаемых и тому подобного. Во время буровых работ буровое долото проходит через различные слои в пластах земли, пока оно не опустится на нужную глубину. Во время буровых работ обычно используются буровые растворы, которые выполняют несколько важных функций, включающих в себя, кроме прочего, удаление бурового шлама из скважины на поверхность, оперативный контроль давлений в формации, придание непроницаемости проницаемым пластам, сведение к минимуму повреждения пласта, а также охлаждение и смазку бурового долота.
Во время бурения свойства бурового раствора обычно оперативно контролируются. Например, часто необходимо точно измерить концентрации углеводородных газов в буровом растворе при выходе его из скважины. Уровень углеводородных газов в буровом растворе может повлиять на качество бурения скважины, а также на безопасность бурильной установки и рабочего персонала. Кроме того, концентрация углеводородных газов и других компонентов, присутствующих в буровом растворе, может служить показателем характеристик пробуриваемой формации и среды бурения. Соответственно анализ буровых растворов и изменений, которым они подвергаются в ходе буровых работ, может иметь большое значение для способов бурения, а также для эффективности буровых работ. Следовательно, во время бурения, заканчивания и испытания скважины желательно получать аналитические измерения текучих сред, которые возвращаются на поверхность из скважины.
Один из предлагаемых способов для сбора и анализа буровых растворов предполагает погружение ротора в буровой раствор внутри сосуда, когда буровой раствор выходит из скважины. Как правило, размещение этой «газовой ловушки» - это открытый колодец или напорный бак, который подвергается воздействию атмосферных условий. При входе в сосуд и выходе из него буровой раствор взбалтывается и некоторые из газов, растворенных в нем, испаряются и покидают пределы раствора. Испаряющиеся газы собираются и обрабатываются аналитическими способами с целью определения наличия и уровней углеводородов и других компонентов в буровом растворе.
В настоящее время имеются различные традиционные способы для сбора газовых проб с целью аналитической обработки во время бурения. Один способ предполагает прикрепление точки отбора пробы к первичному сепаратору текучей среды/газа около атмосферного конца в коллекторной системе. Однако к тому времени, когда газ из скважины заполнял большой объем данного сепаратора, он обычно становился менее репрезентативным, поскольку уже подвергался смешиванию с другими газами и запаздывающей сепарации от текучих сред, из которых был получен. Другие способы предусматривают сбор определенного количества бурового раствора перед сепаратором и обработку бурового раствора для извлечения газообразных соединений, которые растворены в нем. Поскольку отбор проб при втором способе происходит в главном потоке текучей среды из скважины, он не будет нарушен примешиванием других атмосферных газов или отделен с запаздыванием по какому-либо другому процессу. Но этот способ не позволяет осуществлять эффективный непрерывный отбор проб буровых растворов.
Таким образом, большинство способов сбора газовых проб с целью аналитической обработки во время буровых работ, как правило, требуют какого-то способа учета времени запаздывания в скважине и эффективности способа отбора проб для предоставления точной информации относительно состава и местонахождения углеводородов и других текучих сред в скважине. Для учета эффективности извлечения газа в обычных способах могут использоваться стандартные поправочные коэффициенты, но такие поправочные коэффициенты не в состоянии точно отражать эффективность конкретной системы.
Подробное описание
Иллюстративные варианты осуществления настоящего изобретения подробно описаны в настоящем документе. Для ясности в настоящем описании могут быть приведены не все особенности фактического осуществления. Конечно, следует понимать, что при разработке любого такого фактического варианта осуществления, могут быть реализованы разнообразные решения, зависящие от вариантов осуществления, для достижения целей конкретного осуществления, которые могут отличаться от одного осуществления к другому. Кроме того, следует иметь в виду, что такая разработка может быть сложной и трудоемкой, но, тем не менее, благодаря этому описанию, быть рутинным делом для специалиста в данной области техники.
Для целей настоящего описания система обработки информации может включать в себя любые инструментальные средства или совокупность инструментальных средств, способных выполнять вычисления, классификацию, обработку, передачу, прием, извлечение, создание, переключение, хранение, отображение, выявление, обнаружение, запись, воспроизведение, обработку или использование любого вида информации, сведений или данных, для деловых, научных, управляющих или иных целей. Например, система обработки информации может быть персональным компьютером или планшетным устройством, сотовым телефоном, сетевым устройством хранения или любым другим подходящим устройством и может различаться по размеру, форме, производительности, функциональности и цене. Система обработки информации может включать в себя оперативную память (ОЗУ), один или более ресурсов для обработки информации, таких как центральный процессор (ЦПУ) или аппаратное либо программное логическое устройство управления, постоянное запоминающее устройство (ПЗУ) и/или другие виды энергонезависимой памяти. Дополнительные компоненты системы обработки информации могут включать в себя один или более дисководов, один или более сетевых портов для связи с внешними устройствами, а также различные устройства ввода и вывода, такие как клавиатура, мышь и устройство отображения. Система обработки информации также может включать в себя одну или более шин, используемых для передачи сообщений между различными компонентами оборудования.
Для целей данного описания машиночитаемые носители данных могут включать в себя любые инструментальные средства или совокупность инструментальных средств, способные сохранять данные и/или команды в течение определенного периода времени. Машиночитаемые носители данных могут включать в себя, например, без ограничения, накопители, такие как запоминающее устройство с прямым доступом (например, жесткий диск или дисковод гибких дисков), устройство хранения с последовательным доступом (например, накопитель на магнитной ленте), компакт-диск, CD-ROM, DVD, ОЗУ, ПЗУ, электрически стираемая программируемая постоянная память (EEPROM) и/или флэш-память; а также средства связи, такие, как провода, оптические волокна, микроволны, радиоволны и другие электромагнитные или оптические носители; и/или любое сочетание вышеизложенного.
Термины «связывать» и «связывает» служат для обозначения непрямого или прямого соединения. Таким образом, если первое устройство связано со вторым устройством, такое соединение может быть выполнено путем непосредственного соединения или путем непрямого соединения через другие устройства и соединения. Термин «коммуникативно связанный», используемый в настоящем документе, предназначен для обозначения соединений компонентов таким образом, чтобы разрешить передачу информации между ними. Два компонента могут быть коммуникативно связаны через проводную или беспроводную сеть связи, включающую, в том числе, Ethernet, локальную вычислительную сеть, волоконную оптику, радио, микроволны, спутник и тому подобное. Эксплуатация и использование таких сетей связи хорошо известны специалистам в данной области, и поэтому в данном документе подробно рассматриваться не будут.
Следует понимать, что термин «буровое оборудование нефтяной скважины» или «буровая система нефтяной скважины» не ограничивает использование оборудования и процессов, описываемых в этих терминах, бурением только нефтяных скважин. Данные термины относятся также к бурению скважин природного газа или нефтегазоносных скважин в целом. Кроме того, такие скважины могут использоваться для добычи, оперативного контроля или закачивания в связи с извлечением углеводородов или других материалов из недр. Кроме того, они могут включать в себя геотермальные скважины, призванные обеспечить источник тепловой энергии вместо углеводородов.
Настоящее изобретение относится к подземным операциям и, в частности, системам и способам оперативного контроля и получения характеристик скважин и текучих сред в подземной формации.
Системы и способы настоящего изобретения, как правило, связаны с использованием известного объема одного или более инертных газов (например, гелия, неона, аргона, криптона, ксенона или радона) при известном давлении и одной или более текучих сред (например, буровых растворов), которые прокачиваются через скважину. Одна или более текучих сред затем выкачиваются из скважины, и часть этих текучих сред извлекается для анализа. Количество инертного газа, обнаруженного в пробе текучей среды, может быть использовано для вычисления, среди других параметров, общего объема скважины, эффективности газовой ловушки и/или времени запаздывания в скважине.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения известный объем одного или более инертных газов вводится в скважину при известном давлении. Это может быть достигнуто путем установки устройства закачивания газа в сообщении по текучей среде с одной из линий для текучей среды, подающей одну или более текучих сред (например, буровые растворы) в скважину с помощью одного или более насосов. Устройство для закачивания газа может управляться вручную или автоматической системой, полностью или частично. Одно такое устройство может включать в себя основной клапан давления. Другое устройство может включать в себя цилиндры, поршни и/или другие устройства, которые способны закачивать газы при контролируемом давлении. Благодаря этому описанию любой специалист в данной области опознает соответствующее устройство для закачивания газа, используемое в конкретном применении настоящего изобретения. Время, в течение которого инертный газ вводится в скважину (ti), можно записать для использования в последующем анализе, включая определенные способы настоящего изобретения. В некоторых вариантах осуществления изобретения устройство для закачивания газа может, кроме того, включать в себя один или более датчиков, которые выполнены с возможностью обнаружения закачивания газа и определения количества газа, закачиваемого в линии текучей среды. Эти датчики могут быть коммуникативно связаны с системой управления и/или системой обработки информации, которая, среди прочего, использует данные от этих датчиков для выполнения вычислений согласно способам настоящего изобретения, описанным ниже.
Один или более инертных газов могут включать в себя один инертный газ или смесь любых из таких газов. Любой известный объем инертного газа может быть подходящим для конкретного применения способов по настоящему изобретению. В некоторых вариантах осуществления изобретения объем инертного газа может составлять от приблизительно 5 литров до приблизительно 50 литров. Объем и/или состав инертных газов, используемых в конкретном варианте осуществления настоящего изобретения, может зависеть от многочисленных факторов, которые благодаря этому описанию будут очевидны для специалиста в данной области, включая, помимо прочего, совместимость с текучими средами, находящимися в скважине и/или подземной формации, атмосферные условия на поверхности и другие факторы.
В некоторых вариантах осуществления изобретения одно или более устройств измерения текучих сред, которые выполнены с возможностью обнаружения объемов и/или скоростей потока одной или более текучих сред, вводимых в скважину или выходящих из скважины, могут быть размещены вдоль одной или более линий текучих сред, подающих одну или более текучих сред (например, буровые растворы) в скважину. Эти устройства измерения текучих сред могут включать в себя датчик любого типа, известный в данной области знаний и способный осуществлять оперативный контроль объема или потока текучей среды, включая, помимо прочего, акустические датчики, радиоизотопные датчики, расходомеры Кориолиса, радар на эффекте Доплера, вихревые расходомеры или датчики, калориметрические расходомеры или датчики, магнитные расходомеры, электромагнитные измерительные приборы или датчики, дифференциальные манометры-расходомеры или датчики, измерительные приборы или датчики с открытым каналом и тому подобное. Эти устройства измерения текучих сред могут быть коммуникативно связаны с системой управления и/или системой обработки информации, которая, среди прочего, использует данные от этих датчиков для выполнения вычислений согласно способам по настоящему изобретению, описанным ниже.
Нужное количество текучей среды, содержащей один или более инертных газов, может быть направлено в систему извлечения газа на выходе из скважины. Система извлечения газа может быть любой системой, подходящей для извлечения газовой пробы из пробы текучей среды. Данная система извлечения может включать в себя систему извлечения газа из текучей среды с целью извлечения любых газов, растворенных в текучей среде. В одном примере осуществления изобретения система извлечения газа из текучей среды может быть системой извлечения газа EAGLE™ или CVE™, которую можно приобрести у компании Halliburton Energy Services of Duncan, Oklahoma. Система извлечения может высвобождать и извлекать растворенные газы из буровых растворов в контролируемом режиме. Кроме того, система извлечения может очищать пробу с азотом или другим инертным газом, чтобы практически удалить инертные газы из атмосферы, которые растворены в пробе. Собираемые газы могут затем направляться на выход газовой пробы и подаваться в один или более анализаторов для обработки. В одном из вариантов осуществления изобретения система извлечения может включать в себя один или более насосов для транспортировки пробы бурового раствора по системе извлечения и возвращения пробы бурового раствора в буровую установку на выходе системы извлечения. Кроме того, система извлечения может включать в себя подогреватель для регулирования температуры пробы бурового раствора и дегазатор для обеспечения герметичного способа освобождения и отделения растворенных газов из пробы бурового раствора и сбора этих газов для анализа, в то же время вытесняя отработанную жидкость для возврата в буровую установку через выход. Кроме того, система извлечения может включать в себя охладитель для охлаждения пробы газа перед анализом и датчики, которые позволяют постоянно измерять процесс. Операции системы извлечения хорошо известны специалистам в данной области, и поэтому в данном документе подробно рассматриваться не будут.
Газоанализатор может быть соединен с системой извлечения газов, входить в систему извлечения в качестве неотъемлемой части или может быть размещен в другом месте, здании, блоке или рабочей поверхности, отдельно от системы извлечения. В этом варианте осуществления настоящего изобретения газ, извлеченный из текучей среды с помощью системы извлечения газа, может быть направлен в газоанализатор через выход для газовой пробы. Газоанализаторы хорошо известны специалистам в данной области, и поэтому в данном документе подробно рассматриваться не будут. Газоанализаторы могут использоваться для анализа пробы газа, извлеченной из пробы текучей среды и, в частности, обнаружения инертного газа, который был введен в систему, когда текучая среда выкачивалась из скважины. Этот анализ может использоваться для получения нужной информации, такой как, например, информации, касающейся пласта, в котором циркулируют текучие среды и инертные газы.
В некоторых вариантах осуществления изобретения форма пика обнаруженного инертного газа в одной или более пробах текучей среды, взятых из скважины, может указывать на различные типы явлений или процессов внутри скважины, например, размывы скважины, потерю бурового раствора, добычу пластового флюида, характеристики потока и тому подобное. Например, если в пробах текучей среды, взятой из скважины в течение продолжительного, но относительно короткого периода времени, обнаруживается весь или практически весь инертный газ, вводимый в скважину, это может указывать на практически ламинарный поток и/или отсутствие турбулентного потока в скважине. И, наоборот, при обнаружении инертного газа, введенного в скважину, в пробах текучей среды в течение более длительного периода времени, или при обнаружении инертного газа во взятых пробах текучей среды только периодически, это может указывать на наличие турбулентного потока (например, попадание пластовых флюидов в скважину), что привело к разделению объема инертного газа на меньшие объемы и/или дисперсии по всему большому объему текучей среды. Поскольку количество инертного газа, введенного в скважину, и время, в течение которого он вводился, известны, то количество обнаруженного инертного газа и время, в течение которого обнаруживается выход из скважины, также могут быть использованы для вычисления различных параметров скважины.
Например, обнаружение инертного газа в пробе текучей среды может использоваться для расчета общего объема скважины. Во-первых, общий объем скважины равняется общему количеству текучей среды, закачиваемой в скважину (VP), которое может быть выражено по формуле (1) ниже.
где F представляет собой средний расход через скважину, td представляет собой время, в течение которого конкретная текучая среда (т.е. инертный газ) обнаруживается в газоанализаторе. Общий объем скважины также может быть выражен как сумма следующих объемов: (1) объем (Vs) наземной обвязки, который проходит от места закачивания в бурильную колонну, (2) объем (VD) бурильной колонны, имеющийся в скважине, (3) объем (VC) внутри обсадной трубы (которая состоит из n частей обсадной трубы) в скважине и объем (Vo) необсаженного ствола скважины. Значения для Vs, VD и VC могут быть рассчитаны на основе набора параметров при наличии известных значений для конкретной скважины. Объем (Vs) наземной обвязки (которая состоит из i частей колонны), проходящей от места закачивания в буровую колонну, может быть рассчитан по формуле (2) ниже:
где Di представляет собой диаметр каждой части колонны, a Li представляет собой длину каждой части колонны. Объем (VD) бурильной колонны (которая состоит из j частей бурильной колонны), имеющийся у скважины, может быть рассчитан по формуле (3) ниже:
где Dj представляет собой диаметр каждой части бурильной колонны, а Lj представляет собой длину каждой части бурильной колонны. Объем (VC) в обсадной трубе (которая состоит из n частей обсадной трубы) в скважине может быть рассчитан по формуле (3) ниже:
где Dn представляет собой внутренний диаметр каждой части обсадной трубы, Dj представляет собой внешний диаметр бурильной колонны в ней, a Ln - длину каждой части обсадной трубы.
Диаметр (Do) необсаженного ствола скважины может быть выражен как функция различных объемов, рассмотренных выше, по формуле (5) ниже:
где Dj представляет собой наружный диаметр бурильной колонны, a L - глубину ствола.
Времена запаздывания в скважине также могут быть рассчитаны с помощью обнаружения инертного газа в пробе текучей среды. Время запаздывания для всей скважины (Lw) может быть выражено как функция объема текучей среды, закачанной в скважину, и средний расход через скважину по формуле (6) ниже:
где F - средний расход через скважину, a VP - это общее количество текучей среды, закачиваемой в скважину. Время запаздывания (LB) для части скважины от нижнего отверстия до поверхности аналогичным образом может быть выражено по формуле (7) ниже:
где VD можно рассчитать по формуле (3) выше.
Количество инертного газа, обнаруженное в пробе текучей среды, также может использоваться для расчета эффективности газового экстрактора. Концентрация инертного газа в текучей среде на удельный объем определяется уравнением состояния идеального газа и может быть выражена по формуле (8)
где Mo и Vo - начальная масса и объем введенного инертного газа, Р - начальное давление, R - газовая постоянная, а T - начальная температура. Площадь под кривой для количества инертного газа, обнаруженного в газоанализаторе в течение периода времени (t), может быть численно интегрирована с целью определения общего количества извлеченного инертного газа (Mt). Общий объем текучей среды, извлеченной газовым экстрактором (Vt), может быть выражен как функция этого времени (t) по формуле (9):
где FE - расход через газовый экстрактор. Таким образом, эффективность (Е) экстрактора может быть выражена по формуле (10) ниже.
Данное значение Е можно использовать, среди других целей, для учета эффективности газового экстрактора при расчете объемов других газов, обнаруженных в пробе текучей среды, вместо традиционно используемых поправочных коэффициентов. Это может, среди прочих преимуществ обеспечить большую точность при оценке состава газов в пробе текучей среды и/или в составе текучих сред, находящихся в участках подземной формации, через которые проходит скважина.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения способы и системы могут облегчить вычисление времени запаздывания и/или общего объема скважины, исходя исключительно из измерений на поверхности. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения способы и системы могут облегчить расчет времени запаздывания и/или общий объем скважины и/или определение характеристик потока в скважине во время операций, при которых текучие среды, содержащие инертный газ, находятся в скважине (т.е. практически по существу в реальном масштабе времени или около того). В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения способы и системы могут облегчить вычисление двух или более времен запаздывания, общего объема скважины и/или эффективности газовой ловушки с использованием тех же измерений на буровой площадке. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения способы и системы могут облегчить расчет двух или более времен запаздывания, общего объема скважины и/или эффективности газовой ловушки практически одновременно. Таким образом, способы и системы настоящего изобретения могут, среди прочих преимуществ, обеспечить повышение эффективности в работе по оперативному контролю скважины и/или облегчить заблаговременное планирование операций по исправлению положения, цементированию и другим операциям заканчивания скважины. Использование инертного газа может среди прочих преимуществ, обеспечить повышение эксплуатационной безопасности и/или уменьшить побочные реакции с пробой и/или окружающей средой по сравнению с эталонными текучими средами или газами других типов.
В некоторых вариантах осуществления изобретения система управления может использоваться для сбора, обработки и отображения данных об операциях на буровой площадке (либо автоматически через датчики на буровой площадке, либо с помощью ручного ввода в систему), выполнения вычислений с помощью эти данных, как описано выше, и/или выполнения команд для осуществления различных функций на буровой площадке. Система управления может включать в себя систему обработки информации, такую как программируемый логический контроллер (ПЛК), надлежащим образом запрограммированный компьютер и т.п. В системе управления для обработки этих данных может использоваться любой подходящий пакет технологического прикладного программного обеспечения. В одном варианте осуществления изобретения программное обеспечение создает данные, которые могут быть представлены эксплуатационному персоналу на различных средствах визуального представления, таких как дисплей. В определенном примере системы набор измеренных значений параметров, набор ожидаемых значений параметров или оба могут быть отображены для оператора на дисплее. Например, набор измеренных значений параметров может быть расположен рядом с набором ожидаемых значений параметров с помощью дисплея, что позволяет пользователю вручную определять, находить характеристики или локализовать внутрискважинные условия. Эти наборы могут быть представлены пользователю в графическом формате (например, диаграмма) или в текстовом формате (например, таблица значений). В другом примере системы дисплей может показывать предупреждения или другую информацию оператору в случае определения скважинных условий центральной системой оперативного контроля. Пригодные системы управления и интерфейсы для использования в способах и системах согласно настоящему изобретению могут включать в себя SENTRY™ и INSITE™, предоставляемые Halliburton Energy Services, Inc. В соответствии с принципами данного описания изобретения может быть использована любая пригодная система или интерфейс управления.
В некоторых вариантах осуществления изобретения система управления может быть коммуникативно связана с интерфейсом внешних связей. Интерфейс внешних связей может разрешить удаленный доступ к данным из системы управления (т.е. из местонахождения, отличного от буровой) для какой-либо дистанционной системы обработки информации, коммуникативно связанной с интерфейсом внешних связей через, например, спутник, модем или беспроводные соединения. В одном варианте осуществления интерфейс внешних связей может включать в себя маршрутизатор.
В соответствии с примером осуществления настоящего изобретения, при получении сигнала от одного или более датчиков они могут быть объединены и использованы для определения различных показателей. Например, если имеются данные, которые отличаются от обычно ожидаемых величин на буровой, комбинированная система может дать другое показание данных из другого датчика, что может помочь определить тип отклонения. Благодаря данному описанию специалистам в данной области понятно, что система управления может собирать данные также с нескольких буровых и скважин для выполнения проверок качества по многим буровым.
Благодаря данному описанию специалистам в данной области понятно, что одна или более систем обработки информации может использоваться для реализации способов, раскрываемых в настоящем документе. В некоторых вариантах осуществления различные системы обработки информации могут быть коммуникативно связаны по проводной или беспроводной системе для облегчения передачи данных между различными подсистемами. Кроме того, каждая система обработки информации может включать в себя носители машинно-читаемых данных для хранения данных, генерируемых подсистемой, а также предварительно заданные рабочие требования и стандарты.
Системы и способы согласно настоящему изобретению могут использоваться для оперативного контроля или получения характеристик текучих сред и/или подземных формаций в сочетании с любой подземной операцией, где используется применимое оборудование. Например, системы и способы согласно настоящему изобретению могут использоваться в операциях цементирования, операциях интенсификации притока скважины (например, разрыв пласта, кислотная обработка и т.п.) и операциях заканчивания, корректирующих операциях, операциях бурения и тому подобных. Благодаря данному описанию специалистам в данной области понятно, как применить или реализовать системы и способы согласно настоящему изобретению, описанные здесь для конкретной операции.
Вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой систему оперативного контроля и управления текучей средой, включающую в себя: систему обработки информации; одно или более устройств измерения текучей среды, коммуникативно связанных с системой обработки информации, которые выполнены с возможностью определения объема или расхода одной или более текучих сред, вводимых в скважину или выходящих из нее; устройство для закачивания газа, выполненное с возможностью введения одного или более инертных газов в текучую среду или скважину; система извлечения газа, которая выполнена с возможностью извлечения одной или более газовых проб из одной или более текучих сред, выходящих из скважины; и газоанализатор, коммуникативно связанный с системой обработки информации, которая выполнена с возможностью получения одной или более газовых проб из системы извлечения газа; где система обработки информации выполнена с возможностью принимать из газоанализатора данные, касающиеся наличия одного или более инертных газов в газовых пробах, и данные из одного или более устройств измерения текучих сред, касающиеся объема или расхода одной или более текучих сред, вводимых в скважину или выходящих из нее; и где система обработки информации выполнена с возможностью использования данных, получаемых из газоанализатора, и одного или более устройств измерения текучих сред для определения одного или более параметров, выбранных из группы, состоящей из: общего объема скважины, времени запаздывания в скважине, характеристики потока в скважине, эффективности системы извлечения газа и любого их сочетания. В некоторых случаях система обработки информации выполнена с возможностью определения характеристик потока в скважине, выбранных из группы, состоящей из турбулентного потока, ламинарного потока и любого их сочетания. Кроме того, в некоторых случаях система обработки информации выполнена с возможностью определения одного или более параметров, исходя по меньшей мере частично из одного или более следующих условий: относительные времена, при которых первое и второе количества одного или более инертных газов обеспечиваются в текучей среде или обнаруживаются, и количество одного или более инертных газов, обнаруживаемых в части текучей среды, которая циркулирует в части скважины. В некоторых случаях система обработки информации выполнена с возможностью использования данных, получаемых из газоанализатора и одного или более устройств измерения текучей среды для определения общего объема скважины, времени запаздывания в скважине и эффективности системы извлечения газа. В некоторых случаях система обработки информации выполнена с возможностью использования данных, получаемых из газоанализатора и устройств измерения текучей среды для определения общего объема скважины, времени запаздывания в скважине и эффективности системы извлечения газа практически одновременно. В некоторых случаях система обработки информации выполнена с возможностью определения одного или более параметров по существу в реальном масштабе времени или около того. В некоторых случаях один или более инертных газов состоят по существу из одного инертного газа. В некоторых случаях один или более инертных газов включают в себя смесь инертных газов. Кроме того, в некоторых случаях система включает в себя интерфейс внешних связей, коммуникативно связанный с системой обработки информации, которая выполнена с возможностью разрешения доступа дистанционной системе обработки информации, коммуникативно связанной с интерфейсом внешних связей, к данным, получаемым или хранимым в системе обработки информации.
Другой вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой способ оперативного контроля скважины, проходящей через подземную формацию, включающий в себя: обеспечение первого количества одного или более инертных газов известного объема; обеспечение циркулирования по меньшей мере части текучей среды и одного или более инертных газов в части скважины; обнаружение второго количества одного или более инертных газов в части текучей среды, которая циркулирует в части скважины; и определение одного или более параметров, относящихся к скважине, исходя по меньшей мере частично из одного или более следующих условий: относительные времена, при которых первое и второе количества одного или более инертных газов обеспечиваются или обнаруживаются, и количество одного или более инертных газов, обнаруживаемых в части текучей среды, которая циркулирует в части скважины, и где один или более параметров, относящихся к скважине, выбираются из группы, состоящей из: общего объема скважины, времени запаздывания в скважине, характеристики потока в скважине и любого их сочетания. В некоторых случаях предоставление первого количества одного или более инертных газов известного объема включает в себя введение первого количества одного или более инертных газов в текучую среду, и запись времени, в течение которого первое количество одного или более инертных газов поступает в текучую среду. В некоторых случаях определение одного или более параметров, относящихся к скважине, включает в себя определение общего объема скважины, времени запаздывания в скважине и эффективность системы извлечения газа. В некоторых случаях определение характеристик потока в скважине, выбранных из группы, состоящей из турбулентного потока, ламинарного потока и любого их сочетания. В некоторых случаях текучая среда включает в себя буровой раствор. В некоторых случаях один или более параметров, относящихся к скважине, определяется практически в реальном масштабе времени или около того. Кроме того, в некоторых случаях способ включает в себя доступ к данным, касающимся одного или более параметров, времени, в течение которого количество одного или более инертных газов обеспечивается или обнаруживается, количеству одного или более инертных газов, обнаруживаемых в части текучей среды, циркулирующей в части скважины, или любого их сочетания, из удаленного местоположения.
Другой вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой способ определения эффективности системы извлечения газа, используемый для обработки проб текучих сред, циркулирующих в скважине, проходящей через подземную формацию, включающий в себя: обеспечение первого количества одного или более инертных газов известного объема; обеспечение циркулирования по меньшей мере части текучей среды и одного или более инертных газов в части скважины; использование системы извлечения газа для извлечения одной или более газовых проб из части текучей среды; обнаружение второго количества одного или более инертных газов в одной или более газовых пробах; и определение эффективности системы извлечения газа, исходя по меньшей мере частично из отношения второго количества одного или более инертных газов, обнаруживаемых в одной или более газовых пробах, к первому количеству одного или более инертных газов, обеспечиваемых в текучей среде. В некоторых случаях текучая среда включает в себя буровой раствор. В некоторых случаях эффективность системы извлечения газа определяется по существу в реальном масштабе времени или около того. Кроме того, в некоторых случаях способ включает в себя доступ к данным об эффективности системы извлечения газа, количестве одного или более инертных газов, обнаруженных в одной или более газовых пробах, количестве имеющихся одного или более инертных газов или их сочетания из удаленного местонахождения.
Таким образом, настоящее изобретение подходит для выполнения заявленных способов и систем. Хотя данное изобретение было проиллюстрировано и описано со ссылкой на примерные варианты его осуществления, такая ссылка не предполагает ограничения изобретения, и не должно предполагаться никакое ограничение. Настоящее изобретение может подвергаться значительной модификации, изменению и быть эквивалентно по форме и функции, как это благодаря данному описанию очевидно специалистам в данной области. Изображенные и описанные варианты осуществления изобретения являются только примерными и не являются исчерпывающими для объема изобретения. Следовательно, данное описание изобретения ограничивается только объемом прилагаемой формулы изобретения и обеспечивает полное подтверждение эквивалентов во всех отношениях. Термины в формуле изобретения имеют простой обычный смысл, если иное явно и четко не определено заявителем.
Claims (41)
1. Система оперативного контроля и управления текучей средой, содержащая:
систему обработки информации;
одно или более устройств измерения текучей среды, коммуникативно связанных с системой обработки информации, которые выполнены с возможностью определения объема или расхода одной или более текучих сред, вводимых в скважину или выходящих из нее;
устройство для закачивания газа, которое выполнено с возможностью введения одного или более инертных газов в текучую среду или скважину;
систему извлечения газа, выполненную с возможностью извлечения одной или более газовых проб из одной или более текучих сред, выходящих из скважины; и
газоанализатор, коммуникативно связанный с системой обработки информации и выполненный с возможностью приема одной или более газовых проб из системы извлечения газа;
причем система обработки информации выполнена с возможностью приема данных из газоанализатора, касающихся наличия одного или более инертных газов в газовых пробах и данных от одного или более устройств измерения текучей среды, касающихся объема или расхода одной или более текучих сред, вводимых в скважину или выходящих из нее; и
при этом система обработки информации выполнена с возможностью использования данных, получаемых из газоанализатора и одного или более устройств измерения текучей среды для определения одного или более параметров, выбранных из группы, состоящей из: общего объема скважины, времени запаздывания в скважине, характеристики потока в скважине, эффективности системы извлечения газа и любого их сочетания.
2. Система по п. 1, в которой система обработки информации также выполнена с возможностью определения характеристик потока в скважине, выбранного из группы, состоящей из турбулентного потока, ламинарного потока и любого их сочетания.
3. Система по п. 1, в которой система обработки информации дополнительно выполнена с возможностью определения одного или более параметров, исходя по меньшей мере частично из одного или более следующих условий: относительные времена, за которые первое и второе количества одного или более инертных газов обеспечиваются в текучей среде или обнаруживаются, и количество одного или более инертных газов, обнаруживаемых в части текучей среды, которая циркулирует в части скважины.
4. Система по п. 1, в которой система обработки информации также выполнена с возможностью использования данных, получаемых из газоанализатора и одного или более устройств измерения текучей среды для определения общего объема скважины, времени запаздывания в скважине и эффективности системы извлечения газа.
5. Система по п. 4, в которой система обработки информации также выполнена с возможностью использования данных, получаемых из газоанализатора и одного или более устройств измерения текучей среды для определения общего объема скважины, времени запаздывания в скважине и эффективности системы извлечения газа, практически одновременно.
6. Система по п. 1, в которой система обработки информации также выполнена с возможностью определения одного или более параметров по существу в реальном масштабе времени или около того.
7. Система по п. 1, в которой один или более инертных газов состоит по существу из одного инертного газа.
8. Система по п. 1, в которой один или более инертных газов содержит смесь инертных газов.
9. Система по п. 1, дополнительно содержащая интерфейс внешних связей, коммуникативно связанный с системой обработки информации, которая выполнена с возможностью разрешения доступа дистанционной системы обработки информации, коммуникативно связанной с интерфейсом внешних связей, к данным, получаемым или хранимым в системе обработки информации.
10. Способ оперативного контроля скважины, проходящей через подземную формацию, включающий в себя:
обеспечение первого количества одного или более инертных газов известного объема;
обеспечение циркулирования по меньшей мере части текучей среды и первого количества одного или более инертных газов в части скважины;
обнаружение второго количества одного или более инертных газов в части текучей среды, которая циркулирует в части скважины; и
определение одного или более параметров, относящихся к скважине, исходя по меньшей мере частично из одного или более следующих условий:
относительные времена, за которые первое и второе количества одного или более инертных газов, обеспечиваются или обнаруживаются, и
количество одного или более инертных газов, обнаруженных в части текучей среды, которая циркулирует в части скважины;
причем один или более параметров, относящихся к скважине, выбираются из группы, состоящей из: общего объема скважины, времени запаздывания в скважине, характеристики потока в скважине и любого их сочетания, при этом определение указанных одного или более параметров, относящихся к скважине, включает применение системы извлечения газа, выполненной с возможностью извлечения одной или более газовых проб из по меньшей мере части текучей среды, циркулирующей в части скважины.
11. Способ по п. 10, в котором обеспечение первого количества одного или более инертных газов известного объема включает в себя:
введение первого количества одного или более инертных газов в текучую среду и
запись времени, в течение которого первое количество одного или более инертных газов вводится в текучую среду.
12. Способ по п. 10, в котором определение одного или более параметров, относящихся к скважине, включает в себя определение общего объема скважины, времени запаздывания в скважине и эффективности системы извлечения газа.
13. Способ по п. 10, дополнительно содержащий определение характеристики потока в скважине, выбранного из группы, состоящей из турбулентного потока, ламинарного потока и любого их сочетания.
14. Способ по п. 10, в котором текучая среда содержит буровой раствор.
15. Способ по п. 10, в котором один или более параметров, относящихся к скважине, определяются по существу в реальном масштабе времени или около того.
16. Способ по п. 10, дополнительно содержащий доступ к данным, относящимся к одному или более параметрам, времени, в течение которого количество одного или более инертных газов обеспечивается или обнаруживается, количеству одного или более инертных газов, обнаруживаемых в части текучей среды, циркулирующей в части скважины, или любому их сочетанию, из удаленного местоположения.
17. Способ определения эффективности системы извлечения газа, используемый для обработки проб текучих сред, циркулирующих в скважине, проходящей через подземную формацию, включающий в себя:
обеспечение первого количества одного или более инертных газов известного объема;
обеспечение циркулирования по меньшей мере части текучей среды и одного или более инертных газов в части скважины;
использование системы извлечения газа для извлечения одной или более газовых проб из части текучей среды;
обнаружение второго количества одного или более инертных газов в одной или более газовых пробах; и
определение эффективности системы извлечения газа, исходя по меньшей мере частично из отношения второго количества одного или более инертных газов, обнаруженных в одной или более газовых проб, к первому количеству одного или более инертных газов, имеющихся в текучей среде.
18. Способ по п. 17, в котором текучая среда содержит буровой раствор.
19. Способ по п. 17, в котором эффективность системы извлечения газа определяется по существу в реальном масштабе времени или около того.
20. Способ по п. 17, дополнительно включающий в себя доступ к данным, относящимся к эффективности системы извлечения газа, количеству одного или более инертных газов, обнаруженных в одной или более газовых проб, количеству имеющихся одного или более инертных газов или их сочетании из удаленного местонахождения.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2013/029924 WO2014137356A1 (en) | 2013-03-08 | 2013-03-08 | Systems and methods for optimizing analysis of subterranean well bores and fluids using noble gases |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015133159A RU2015133159A (ru) | 2017-02-15 |
| RU2619613C2 true RU2619613C2 (ru) | 2017-05-17 |
Family
ID=47902375
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015133159A RU2619613C2 (ru) | 2013-03-08 | 2013-03-08 | Системы и способы оптимизации анализа подземных скважин и текучих сред с помощью инертных газов |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10060258B2 (ru) |
| EP (1) | EP2964883B1 (ru) |
| CN (1) | CN104968890B (ru) |
| AU (1) | AU2013380989B2 (ru) |
| BR (1) | BR112015019079A2 (ru) |
| CA (1) | CA2900161C (ru) |
| MX (1) | MX2015010070A (ru) |
| RU (1) | RU2619613C2 (ru) |
| WO (1) | WO2014137356A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2020206368A1 (en) * | 2019-04-04 | 2020-10-08 | Schlumberger Technology Corporation | Geothermal production monitoring systems and related methods |
| RU2798453C1 (ru) * | 2022-11-28 | 2023-06-23 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Система контроля параметров инертной газовой среды |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2928137C (en) * | 2013-11-25 | 2017-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for determining and using gas extraction correction coefficients at a well site |
| WO2017003419A1 (en) * | 2015-06-29 | 2017-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for determining gas extraction efficiency from a drilling fluid |
| IT201700098502A1 (it) * | 2017-09-01 | 2019-03-01 | Geolog S R L | Metodo per determinare una efficienza di estrazione di almeno una specie volatile contenuta in un fango di perforazione |
| US11326440B2 (en) | 2019-09-18 | 2022-05-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Instrumented couplings |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2371722C2 (ru) * | 2004-02-06 | 2009-10-27 | БАЙЕР ХЕЛТКЭР ЭлЭлСи | Датчик анализа образца текучей среды (варианты), способ отбора образца текучей среды и расположения образца текучей среды в датчике тестирования и способ анализа образца текучей среды |
| WO2011047236A1 (en) * | 2009-10-16 | 2011-04-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Surface gas evaluation during controlled pressure drilling |
| US20110277996A1 (en) * | 2010-05-11 | 2011-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean flow barriers containing tracers |
| EA201171265A1 (ru) * | 2009-04-22 | 2012-05-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Обнаружение газообразных соединений для анализа скважинных текучих сред с использованием микрофлюидных устройств и реагента с оптической регистрацией |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4246965A (en) * | 1979-09-04 | 1981-01-27 | Occidental Oil Shale, Inc. | Method for operating an in situ oil shale retort having channelling |
| US4887464A (en) * | 1988-11-22 | 1989-12-19 | Anadrill, Inc. | Measurement system and method for quantitatively determining the concentrations of a plurality of gases in drilling mud |
| US5273781A (en) * | 1991-08-15 | 1993-12-28 | Shu Wang M | Method of making blind fabric |
| US5277263A (en) | 1992-04-09 | 1994-01-11 | Amen Randall M | Method for measuring formation fluids in drilling fluid |
| US5501273A (en) * | 1994-10-04 | 1996-03-26 | Amoco Corporation | Method for determining the reservoir properties of a solid carbonaceous subterranean formation |
| US6585044B2 (en) * | 2000-09-20 | 2003-07-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method, system and tool for reservoir evaluation and well testing during drilling operations |
| US20020112888A1 (en) | 2000-12-18 | 2002-08-22 | Christian Leuchtenberg | Drilling system and method |
| US7337660B2 (en) * | 2004-05-12 | 2008-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for reservoir characterization in connection with drilling operations |
| GB2482839B (en) * | 2009-05-27 | 2014-01-15 | Optasense Holdings Ltd | Well monitoring |
| US8132452B1 (en) | 2009-11-10 | 2012-03-13 | Selman and Associates, Ltd | Method for sampling fluid from a well with a gas trap |
| US20120134749A1 (en) * | 2010-11-15 | 2012-05-31 | Thomas Darrah | Using noble gas geochemistry to evaluate fluid migration in hydrocarbon bearing black shales |
| US8656993B2 (en) * | 2011-03-18 | 2014-02-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Measuring gas losses at a rig surface circulation system |
| US10309217B2 (en) * | 2011-11-11 | 2019-06-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for reservoir surveillance utilizing a clumped isotope and/or noble gas data |
-
2013
- 2013-03-08 AU AU2013380989A patent/AU2013380989B2/en not_active Ceased
- 2013-03-08 CA CA2900161A patent/CA2900161C/en not_active Expired - Fee Related
- 2013-03-08 EP EP13710957.5A patent/EP2964883B1/en not_active Not-in-force
- 2013-03-08 MX MX2015010070A patent/MX2015010070A/es unknown
- 2013-03-08 WO PCT/US2013/029924 patent/WO2014137356A1/en active Application Filing
- 2013-03-08 BR BR112015019079A patent/BR112015019079A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2013-03-08 RU RU2015133159A patent/RU2619613C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2013-03-08 CN CN201380072445.4A patent/CN104968890B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2013-03-08 US US14/767,452 patent/US10060258B2/en active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2371722C2 (ru) * | 2004-02-06 | 2009-10-27 | БАЙЕР ХЕЛТКЭР ЭлЭлСи | Датчик анализа образца текучей среды (варианты), способ отбора образца текучей среды и расположения образца текучей среды в датчике тестирования и способ анализа образца текучей среды |
| EA201171265A1 (ru) * | 2009-04-22 | 2012-05-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Обнаружение газообразных соединений для анализа скважинных текучих сред с использованием микрофлюидных устройств и реагента с оптической регистрацией |
| WO2011047236A1 (en) * | 2009-10-16 | 2011-04-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Surface gas evaluation during controlled pressure drilling |
| US20110277996A1 (en) * | 2010-05-11 | 2011-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean flow barriers containing tracers |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2020206368A1 (en) * | 2019-04-04 | 2020-10-08 | Schlumberger Technology Corporation | Geothermal production monitoring systems and related methods |
| RU2798453C1 (ru) * | 2022-11-28 | 2023-06-23 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Система контроля параметров инертной газовой среды |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2900161C (en) | 2017-07-18 |
| CN104968890A (zh) | 2015-10-07 |
| RU2015133159A (ru) | 2017-02-15 |
| US20150361792A1 (en) | 2015-12-17 |
| WO2014137356A1 (en) | 2014-09-12 |
| EP2964883A1 (en) | 2016-01-13 |
| AU2013380989A1 (en) | 2015-07-09 |
| AU2013380989B2 (en) | 2016-08-11 |
| CN104968890B (zh) | 2018-06-26 |
| EP2964883B1 (en) | 2017-08-16 |
| MX2015010070A (es) | 2016-01-25 |
| BR112015019079A2 (pt) | 2017-07-18 |
| CA2900161A1 (en) | 2014-09-12 |
| US10060258B2 (en) | 2018-08-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10167719B2 (en) | Methods and systems for evaluation of rock permeability, porosity, and fluid composition | |
| US9249659B2 (en) | Formation fluid property determination | |
| CA2928137C (en) | Methods and systems for determining and using gas extraction correction coefficients at a well site | |
| EP2686520B1 (en) | Measuring gas losses at a rig surface circulation system | |
| RU2619613C2 (ru) | Системы и способы оптимизации анализа подземных скважин и текучих сред с помощью инертных газов | |
| US10378349B2 (en) | Methods of plotting advanced logging information | |
| US20210293142A1 (en) | Contamination estimation of formation samples | |
| BR112017020888B1 (pt) | Método para determinar a eficiência de extração de gás de um fluido de perfuração | |
| RU2577865C1 (ru) | Способ индикаторного исследования скважин и межскважинного пространства | |
| CN109538199A (zh) | 一种煤系地层含气量评价方法、装置及电子设备 | |
| NO20191388A1 (en) | In-situ rheology behavior characterization using data analytics techniques | |
| RU2566160C1 (ru) | Способ контроля водоотдачи промывочной жидкости |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200309 |