RU2769258C1 - Device of the borehole laboratory for the study of borehole fluid - Google Patents
Device of the borehole laboratory for the study of borehole fluid Download PDFInfo
- Publication number
- RU2769258C1 RU2769258C1 RU2021121393A RU2021121393A RU2769258C1 RU 2769258 C1 RU2769258 C1 RU 2769258C1 RU 2021121393 A RU2021121393 A RU 2021121393A RU 2021121393 A RU2021121393 A RU 2021121393A RU 2769258 C1 RU2769258 C1 RU 2769258C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- block
- module
- dielectric
- optical
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N24/00—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects
- G01N24/08—Investigating or analyzing materials by the use of nuclear magnetic resonance, electron paramagnetic resonance or other spin effects by using nuclear magnetic resonance
Abstract
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕFIELD OF TECHNOLOGY TO WHICH THE INVENTION RELATES
Изобретение относится к исследованию или анализу материалов путем определения их химических или физических свойств, в частности к скважинной лаборатории по исследованию пластового флюида.The invention relates to the study or analysis of materials by determining their chemical or physical properties, in particular to a downhole laboratory for the study of reservoir fluid.
Скважинная лаборатория пластового флюида (СЛПФ) предназначена для определения фильтрационно-емкостных свойств пласта и свойств пластового флюида методами оптической, магнитно-резонансной и диэлектрической спектроскопии в реальном режиме времени инфильтрации пластового флюида из изолированной области прискважинного пространства. The Downhole Formation Fluid Laboratory (SLFL) is designed to determine the porosity and permeability properties of the formation and the properties of the formation fluid using optical, magnetic resonance and dielectric spectroscopy in real time of formation fluid infiltration from an isolated area of the near-wellbore space.
Областью применения СЛПФ является геофизические исследования скважин (далее – ГИС) в открытом стволе находящихся в бурении скважин диаметром от 170 мм до 300 мм с наибольшей температурой в зоне исследования 1200 С и максимальным давлением до 100 МПа. The scope of SLPF is geophysical surveys of wells (hereinafter referred to as well logging) in the open hole of wells being drilled with a diameter of 170 mm to 300 mm with the highest temperature in the study zone of 120 0 C and a maximum pressure of up to 100 MPa.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND OF THE INVENTION
Известны различные скважинные приборы для измерения свойств и параметров пласта и пластового флюида, однако не известны решения, которые совмещали бы в себе измерение магнитно-резонансных (МР), оптических, диэлектрических характеристик.Various downhole instruments are known for measuring the properties and parameters of the formation and formation fluid, but no solutions are known that would combine the measurement of magnetic resonance (MR), optical, dielectric characteristics.
Известно решение способ определения свойств пластовых флюидов (RU2367981C2, опубл. 2009.09.20). Сущность известного решения заключается в том, что формируют базу данных на основании измерений на большом количестве проб флюида из сохраненных обучающих значений свойств флюида, связанных с сохраненными обучающими значениями измерений флюида, при этом каждую пробу флюида измеряют при нескольких сочетаниях различных температур и давлений, получают из указанной базы данных параметры радиальной базисной функции, получают значения измерений пластового флюида, определяют, используя интерполяцию радиальной базисной функции, свойство пластовых флюидов по значениям в указанной базе данных, указанным параметрам и указанным полученным значениям измерений пластового флюида. Технический результат: повышение точности предсказания свойств пласта. Способ характеризуются тем, что получают значения измерений ядерно-магнитного резонанса по флюиду, отобранному из пластов; получают результаты оптических измерений по флюиду, отобранному из пластов.A solution is known for determining the properties of reservoir fluids (RU2367981C2, publ. 2009.09.20). The essence of the known solution lies in the fact that a database is formed based on measurements on a large number of fluid samples from the stored training values of fluid properties associated with the stored training values of fluid measurements, while each fluid sample is measured at several combinations of different temperatures and pressures, obtained from said database, the parameters of the radial basis function, obtain formation fluid measurement values, determine, using interpolation of the radial basis function, a property of the formation fluids from the values in the indicated database, the indicated parameters, and the indicated obtained formation fluid measurement values. EFFECT: increased accuracy of formation properties prediction. The method is characterized by the fact that get the measurement values of nuclear magnetic resonance in the fluid taken from the reservoirs; receive the results of optical measurements on the fluid taken from the reservoirs.
Однако в данном решении не раскрываются измерения диэлектрических характеристик, вместе с оптическими и МР характеристиками для получения более полной информации о свойствах пластового флюида для последующего отбора репрезентативных проб.However, this solution does not disclose measurements of dielectric characteristics, along with optical and MR characteristics to obtain more complete information about the properties of the reservoir fluid for subsequent collection of representative samples.
Известен, выбранный в качестве прототипа прибор для отбора проб жидкости (US6346813B1, опубл. 2002-02-12), который извлекает жидкость из подземных пластов в канал потока внутри прибора. Используемые методы магнитного резонанса включают в себя приложение статического магнитного поля и осциллирующего магнитного поля к жидкости в проточном канале, при этом сигналы магнитного резонанса обнаруживаются и анализируются для извлечения информации о жидкости, такой как состав, вязкость и т. д. Образцы опционально контролируются оптическим анализатором жидкости (OFA) и сохраняются для транспортировки в наземные лаборатории в модуле 16 проб.Known, selected as a prototype fluid sampling device (US6346813B1, publ. 2002-02-12), which extracts fluid from underground formations into the flow channel inside the device. The magnetic resonance techniques used include the application of a static magnetic field and an oscillating magnetic field to a fluid in a flow channel, whereby the magnetic resonance signals are detected and analyzed to extract information about the fluid such as composition, viscosity, etc. Samples are optionally monitored by an optical analyzer liquids (OFA) and stored for transport to ground laboratories in a 16 sample module.
Однако в данном решении не раскрывается использования модуля измерения диэлектрических характеристик, работающего вместе с оптическим и МР-модулем для более точного отбора проб.However, this solution does not disclose the use of a dielectric measurement module working together with an optical and MR module for more accurate sampling.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDISCLOSURE OF THE INVENTION
В одном аспекте изобретения раскрыто устройство скважинной лаборатории, содержащее:In one aspect of the invention, a downhole laboratory apparatus is disclosed, comprising:
- корпус, выполненный с возможностью перемещения в скважине;- housing, made with the possibility of movement in the well;
- магнитный блок, выполненный с возможностью исследования магнитно-резонансных характеристик пластового флюида;- a magnetic unit configured to study the magnetic resonance characteristics of the formation fluid;
- оптический блок, выполненный с возможностью исследования оптических характеристик пластового флюида;- an optical unit configured to study the optical characteristics of the formation fluid;
- модуль прокачки, выполненный с возможностью прокачивать пластовый флюид через магнитный блок, оптический блок, диэлектрический блок;- a pumping module configured to pump formation fluid through a magnetic block, an optical block, a dielectric block;
- модуль хранения, выполненный с возможностью хранения пробы пластового флюида;- a storage module configured to store a formation fluid sample;
- модуль электроники, выполненный с возможностью управления по меньшей мере модулем прокачки и модулем хранения, обработки данных измерений магнитного блока, оптического блока, диэлектрического блока,- an electronics module configured to control at least a pumping module and a storage module, processing measurement data of a magnetic block, an optical block, a dielectric block,
характеризующийся тем, что устройство дополнительно содержит диэлектрический блок, выполненный с возможностью исследования диэлектрических характеристик пластового флюида,characterized in that the device further comprises a dielectric block configured to study the dielectric characteristics of the formation fluid,
оптический блок расположен в корпусе ниже по потоку по сравнению с магнитным блоком и диэлектрическим блоком,the optical block is located in the housing downstream compared to the magnetic block and the dielectric block,
модуль электроники выполнен с возможностью направления пластового флюида к модулю хранения с помощью модуля хранения при условии выявления репрезентативной пробы пластового флюида первоначально с помощью оптического блока, а затем с помощью диэлектрического блока и магнитного блока.the electronics module is configured to direct the formation fluid to the storage module using the storage module, provided that a representative sample of the formation fluid is detected initially using the optical block, and then using the dielectric block and the magnetic block.
В другом аспекте изобретения раскрыт способ исследования пластового флюида, содержащий этапы, на которых:In another aspect of the invention, a method for testing a formation fluid is disclosed, comprising the steps of:
- опускают устройство скважинной лаборатории в скважину с помощью наземного оборудования;- lowering the downhole laboratory device into the well using surface equipment;
- прокачивают флюид через устройство скважинной лаборатории с помощью насоса;- pumping the fluid through the downhole laboratory device using a pump;
- измеряют оптические характеристики флюида с помощью оптического блока; - measure the optical characteristics of the fluid using an optical block;
характеризующийся тем, что characterized by the fact that
после выявления требуемых характеристик скважинного флюида оптическим блоком, измеряют параметры пластового флюида с помощью диэлектрического блока и магнитного блока;after identifying the required characteristics of the well fluid by the optical unit, measuring the parameters of the formation fluid using the dielectric unit and the magnetic unit;
- определяют репрезентативную пробу неизмененного пластового флюида на основании измеренных магнитно-резонансных характеристик флюида, оптических характеристик флюида, диэлектрических характеристик флюида;- determining a representative sample of the unchanged reservoir fluid based on the measured magnetic resonance characteristics of the fluid, the optical characteristics of the fluid, the dielectric characteristics of the fluid;
- сохраняют репрезентативную пробу неизмененного пластового флюида в модуле хранения.- store a representative sample of the unchanged reservoir fluid in the storage module.
В дополнительных аспектах раскрыто, что диэлектрический блок выполнен с возможностью измерения комплексной диэлектрической восприимчивости в заданном диапазоне частот от 30 МГц до 500 МГц; модуль электроники выполнен с возможностью определять соотношение вода – углеводороды в жидкой составляющей флюида по данным диэлектрической спектроскопии; дополнительно содержится модуль испытателя пластов, состоящий из модуля откачки скважинного флюида, модуля двойных гидравлических пакеров, модуля измерения термобарических характеристик; дополнительно содержится блок связи с оборудованием каротажной станции; дополнительно содержатся средства измерения температуры и давления инфильтрованного флюида, средство измерения интенсивности естественной радиоактивности, средство оценки вязкости флюида, средство определения уровня естественной радиоактивности пород, средства измерения пластового давления, гидропроводности, скин-фактора, проницаемости; модуль электроники выполнен с возможностью направлять скважинный флюид к магнитному блоку и диэлектрическому блоку, при условии выявления требуемых характеристик скважинного флюида оптическим блоком.In additional aspects disclosed that the dielectric block is configured to measure the complex dielectric susceptibility in a given frequency range from 30 MHz to 500 MHz; the electronics module is configured to determine the ratio of water - hydrocarbons in the liquid component of the fluid according to dielectric spectroscopy; additionally contains a reservoir tester module, consisting of a well fluid pumping module, a module for double hydraulic packers, a module for measuring thermobaric characteristics; additionally contains a communication unit with the equipment of the logging station; additionally contains means for measuring the temperature and pressure of the infiltrated fluid, a means for measuring the intensity of natural radioactivity, a means for estimating the viscosity of the fluid, a means for determining the level of natural radioactivity of rocks, means for measuring reservoir pressure, hydraulic conductivity, skin factor, permeability; the electronics module is configured to direct the well fluid to the magnetic block and the dielectric block, provided that the required characteristics of the well fluid are detected by the optical block.
Основной задачей, решаемой заявленным изобретением, является отбор репрезентативной пробы (качественной с точки зрения соответствия неизмененному составу и свойствам пластового флюида, в данном случае коллектора). Имеется в виду, что в процессе бурения флюид (в данном случае нефть, как продукт), первоначально заполняющий поровое пространство коллектора, частично или полностью замещается фильтратом бурового раствора (зависит от свойств бурового раствора, типом порового пространства, технологией бурения и т.д.). Возникают так называемые зоны: глинистая корка, зона проникновения (промытая зона), зона частичного замещения пластового флюида фильтратом бурового раствора и затем уже неизмененная часть пласта-коллектора. Именно оттуда, с неизмененной части пласта необходимо «отобрать» пробу, соответствующую по составу и свойствам первоначальному (до бурения) состоянию. Если это нефтяной коллектор (насыщенный нефтью), то необходимо точно быть уверенным, что в прокачиваемой жидкости нефтяная составляющая преобладает, либо фильтрат бурового раствора или вода вообще отсутствует. Соответственно, качественным признаком репрезентативности пробы нефтяного коллектора является соответствие результатов измерений всех модулей параметрам нефти, без присутствия в ней фильтрата бурового раствора либо самого бурового раствора (то же самое промывочная жидкость). Если показания одного (или более) модуля (модулей) и результаты их интерпретации (объяснение, описание) отличаются (то есть не соответствуют одному и тому же типу флюида), то возникает риск отбора пробы не соответствующей продукту исследования (нефти). В виду того, что количество проб при одной спуско-подъемной операции (СПО) ограничено (в основном 3-6 проб, то есть контейнеров), а услуги ГИС с использованием скважинной лаборатории (или что тоже самое, что и пластоиспытатели с отбором проб) очень дорогие, то это может привести к увеличению времени на исследование, и, как следствие, увеличение стоимости работ.The main task solved by the claimed invention is the selection of a representative sample (qualitative in terms of compliance with the unchanged composition and properties of the reservoir fluid, in this case, the reservoir). This means that during the drilling process, the fluid (in this case, oil as a product), which initially fills the pore space of the reservoir, is partially or completely replaced by the drilling fluid filtrate (depending on the properties of the drilling fluid, the type of pore space, drilling technology, etc.). ). There are so-called zones: mud cake, penetration zone (washed zone), zone of partial replacement of reservoir fluid by drilling fluid filtrate and then the unchanged part of the reservoir. It is from there, from the unchanged part of the reservoir, that it is necessary to "take" a sample that corresponds in composition and properties to the original (before drilling) state. If it is an oil reservoir (saturated with oil), then it is necessary to be sure that the oil component prevails in the pumped liquid, or there is no mud filtrate or water at all. Accordingly, a qualitative sign of the representativeness of an oil reservoir sample is the correspondence of the measurement results of all modules to the oil parameters, without the presence of drilling fluid filtrate or the drilling fluid itself (the same flushing fluid) in it. If the readings of one (or more) module (s) and the results of their interpretation (explanation, description) differ (i.e. do not correspond to the same type of fluid), then there is a risk of sampling that does not correspond to the test product (oil). In view of the fact that the number of samples in one tripping operation (TR) is limited (mainly 3-6 samples, i.e. containers), and well logging services using a downhole laboratory (or which is the same as formation testers with sampling) very expensive, this can lead to an increase in the time for research, and, as a result, an increase in the cost of work.
Качественные репрезентативные пробы обеспечивают правильную оценку технологического процесса, контроль работы потоковых анализаторов и соответствия конечных продуктов необходимым требованиям по качеству. Это важно для принятия решений по дальнейшей разработке месторождения на самой ранней стадии его изучения.Qualitative representative samples ensure the correct assessment of the technological process, control of the work of on-line analyzers and compliance of the final products with the necessary quality requirements. This is important for making decisions on the further development of the field at the earliest stage of its study.
Сущность изобретения заключается в том, что скважинный прибор исследует скважинный флюид с помощью трех модулей (МР, оптического, диэлектрического), выявляет репрезентативную пробу и сохраняет ее в предназначенном для этого контейнере. Каждый из описанных выше модулей, в соответствие со своими возможностями и назначением решает задачу определения типа жидкости (флюида). Причем первоначально определяются характеристики с помощью оптического модуля, а при условии выявления им заранее заданных характеристик определяют характеристики с помощью магнитного блока и диэлектрического блока.The essence of the invention lies in the fact that the downhole tool examines the downhole fluid using three modules (MR, optical, dielectric), identifies a representative sample and stores it in a container designed for this. Each of the modules described above, in accordance with its capabilities and purpose, solves the problem of determining the type of liquid (fluid). Moreover, the characteristics are initially determined with the help of an optical module, and, provided that it reveals predetermined characteristics, the characteristics are determined with the help of a magnetic block and a dielectric block.
Технический результат, достигаемый решением, заключается в повышении эффективности и точности определения состава и свойств пластового флюида для дальнейшего отбора репрезентативной пробы неизмененного пластового флюида. The technical result achieved by the solution is to increase the efficiency and accuracy of determining the composition and properties of the reservoir fluid for further sampling of a representative sample of the unchanged reservoir fluid.
Для повышения точности определения типа флюида, в предлагаемом устройстве предусмотрена возможность остановки прокачки на небольшое (1-3 минуты) время, чтобы провести измерение свойств пластового флюида в стационарном режиме, снижая неопределенность и увеличивая точность определения типа и состава, в том числе за счет накопления и усреднения данных. To improve the accuracy of determining the type of fluid, the proposed device provides the ability to stop pumping for a short (1-3 minutes) time in order to measure the properties of the formation fluid in a stationary mode, reducing uncertainty and increasing the accuracy of determining the type and composition, including due to the accumulation and data averaging.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
Фиг.1. Структурная схема прибора для измерения скважинного флюида.Fig.1. Structural diagram of a device for measuring borehole fluid.
Фиг.2. Блок оптического анализатора флюида (ОАФ).Fig.2. Block of the optical fluid analyzer (OAF).
Фиг.3. Функциональная схема блока измерения магнитно-резонансных (БИМР) характеристик.Fig.3. Functional diagram of the block for measuring magnetic resonance (BIMR) characteristics.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯIMPLEMENTATION OF THE INVENTION
Предложенное решение представляет собой скважинную лабораторию, которая измеряет различные характеристики пластового флюида, на основании измеренных характеристик выявляет подходящую по заданным параметрам пробу (репрезентативную пробу), сохраняет ее в предназначенном для этого контейнере. The proposed solution is a downhole laboratory that measures various characteristics of the formation fluid, based on the measured characteristics, identifies a sample (representative sample) that is suitable for the given parameters, stores it in a container intended for this.
Решение о репрезентативности пробы и необходимости ее откачки в контейнеры для хранения принимается на основе анализа данных, полученных от модуля измерений свойств пластового флюида.The decision on the representativeness of the sample and the need to pump it into storage containers is made based on the analysis of data received from the module for measuring the properties of the reservoir fluid.
Устройство представляет собой конструктивно и функционально единый блок, элементы которого функционально связаны друг с другом посредством соответствующих линий связи.The device is structurally and functionally a single unit, the elements of which are functionally connected to each other through the appropriate communication lines.
ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ УСТРОЙСТВАDESCRIPTION OF DEVICE EMBODIMENTS
Скважинная лаборатория по исследованию пластового флюида (СЛПФ) состоит из следующих основных частей (фиг.1): Downhole laboratory for the study of reservoir fluid (SLPF) consists of the following main parts (figure 1):
1) модуля испытателя пластов на кабеле (МИП-К), в составе: 1) seam test module on cable (MIP-K), consisting of:
а) модуль 101 откачки скважинного флюида (ОПФ) и камер 102 хранения флюида (МПМ); a)
б) модуль 103 двойных гидравлических пакеров (МДП); b)
в) модуль 104 измерения термобарических характеристик (ИМ); c)
2) модуль измерения свойств пластового флюида, в составе: 2) a module for measuring formation fluid properties, consisting of:
а) блок 105 оптического анализатора (ОАФ); a) block 105 of the optical analyzer (OAF);
б) блок 106 измерения диэлектрических характеристик (БИДФ); b) block 106 measurement of dielectric characteristics (BIDP);
в) блок 107 измерения магнитно-резонансных характеристик (БИМР); c) block 107 for measuring magnetic resonance characteristics (MIMR);
3) модуль 108 электроники силовой, предназначенный для управления и питания прибора, регистрации данных измерений, их первичной обработки и передачи данных на поверхность, и включающий датчик естественной радиоактивности (МЭС); 3)
4) блок интерфейса с типовым оборудованием каротажной станции; 4) interface unit with typical equipment of the logging station;
5) программное обеспечение СЛПФ (далее – ПО СЛПФ).5) SLPF software (hereinafter referred to as SLPF software).
Общий вид СЛПФ показан на фиг. 1. Далее рассмотрены отдельные блоки СЛПФ.The general view of the SLPF is shown in Fig. 1. Further, individual blocks of the SLPF are considered.
Блок оптического анализатора (ОАФ).Optical analyzer block (OAF).
Блок оптического анализатора (фиг.2) состоит из: двух измерительных ячеек - для измерения поглощения флюида и для измерения интенсивности отраженного света с целью определения газосодержания; блока ввода светового излучения в оптоволоконный жгут; прерывателя светового пучка; системы распределительных оптоволоконных жгутов; оптической системы для согласования излучения с выхода оптоволоконных жгутов с чувствительной областью диодов для регистрации интенсивности света; электрической системы обработки сигналов, управления работой модуля измерений и первичной обработки данных. Block optical analyzer (figure 2) consists of: two measuring cells - to measure fluid absorption and to measure the intensity of the reflected light to determine the gas content; a block for inputting light radiation into a fiber optic bundle; light beam interrupter; systems of distribution fiber optic bundles; an optical system for matching radiation from the output of fiber-optic bundles with a sensitive area of diodes for recording light intensity; electrical system for processing signals, controlling the operation of the measurement module and primary data processing.
Блок оптического анализатора состоит из корпуса 201 и соединительных элементов 202, расположенных на двух его концах. Соединительные элементы 202 служат для присоединения блока оптического анализатора к другим блокам или модулям заявленного устройства СЛПФ. Блок оптического анализатора содержит блок 203 питания, который может представлять собой аккумулятор либо блок, присоединенный к внешнему источнику электроэнергии.The optical analyzer block consists of a
Блок питания подает электроэнергию ко всем потребителям электроэнергии блока оптического анализатора, в частности, к блоку 204 электроники, детектору 205 газа, спектрометру 206, осветителю 207.The power supply supplies electricity to all power consumers of the optical analyzer unit, in particular, to the
В целом, работа блока оптического анализатора известна из уровня техники, в предложенном решении этот блок с помощью блока 208 фотодетекторов измеряет оптическую плотность флюида в диапазоне от 0 до 4 отн. ед. на заданных длинах волн в спектральном диапазоне от 0,4 мкм до 2 мкм, измеряет среднюю интенсивность отраженного света, обусловленную значением (или наличием) газосодержания во флюиде на заданной длине волны в диапазоне от 0,7 мкм до 1,0 мкм, молекулярный состав флюида по группам: CO2, H2O, C1H4, C2H6-C5H12, С6H14 и выше в пластовых условиях, на основе данных измерения оптической плотности, относительную часть газовой составляющей флюида в пластовых условиях, вычисляемую по значениям средней интенсивности отраженного света.In general, the operation of the optical analyzer unit is known from the prior art; in the proposed solution, this unit, using the
Блок оптического анализатора обладает наибольшей точностью по различению нефти и воды, так как эти вещества обладают разной плотностью, его работа осуществляется с минимальными затратами энергии и с высоким быстродействием. Кроме того блок оптического анализатора может выявить наличие газа в исследуемой жидкости, что можно использовать для управления параметрами откачки.The optical analyzer block has the highest accuracy in distinguishing between oil and water, since these substances have different densities, its operation is carried out with minimal energy consumption and with high speed. In addition, the optical analyzer unit can detect the presence of gas in the investigated liquid, which can be used to control the pumping parameters.
Если блок оптического анализатора состоит из нескольких подблоков, то для их соединения используется межблочный уплотнитель 209.If the optical analyzer block consists of several sub-blocks, then an
Описанный выше блок оптического анализатора представляет собой один из вариантов оптического блока.The optical analyzer block described above is one of the variants of the optical block.
Блок измерения магнитно-резонансных характеристик (БИМР).Unit for measuring magnetic resonance characteristics (BIMR).
Блок БИМР предназначен для регистрации на ядрах водорода спектров времен спин-спиновой и спин-решеточной релаксации, а также коэффициентов самодиффузии и их спектров протекающего по датчику флюида. The BIMR unit is designed to record spectra of spin-spin and spin-lattice relaxation times on hydrogen nuclei, as well as self-diffusion coefficients and their spectra of the fluid flowing through the sensor.
На основе анализа получаемых данных может быть получена информация о составе флюида, распределении по молекулярным массам углеводородов, а также расчетные значения вязкости.Based on the analysis of the obtained data, information on the composition of the fluid, the distribution of hydrocarbons by molecular weights, as well as the calculated values of viscosity can be obtained.
Данные, полученные из блока БИМР, будут также использованы в определении водородосодержания в исследуемом флюиде на основании комплексного анализа данных оптической плотности на характеристических длинах волн, диэлектрической спектроскопии и данных ЯМР.The data obtained from the BIMR unit will also be used in determining the hydrogen content in the studied fluid based on a complex analysis of optical density data at characteristic wavelengths, dielectric spectroscopy and NMR data.
В состав блока БИМР (фиг. 3) входят следующие основные элементы:The BIMR block (Fig. 3) includes the following main elements:
- магнитная система;- magnetic system;
- датчик с приемно-передающей и градиентной катушками;- sensor with transceiver and gradient coils;
- блок питания;- power unit;
- передатчик;- transmitter;
- приемник с предусилителем;- receiver with preamplifier;
- блок формирования импульсных последовательностей и регистрации сигнала ЯМР, включающий в себя функцию сбора, оцифровки и первичной обработки данных, а также прием команд и передачу данных на поверхность;- a block for generating pulse sequences and recording the NMR signal, which includes the function of collecting, digitizing and primary data processing, as well as receiving commands and transmitting data to the surface;
- блок импульсного градиента;- impulse gradient block;
- механические узлы (корпус, соединительные элементы, разъемы, труба высокого давления).- mechanical components (housing, connecting elements, connectors, high pressure pipe).
Блок БИМР работает на основе явления ядерного магнитного резонанса и предназначен для регистрации сигнала ЯМР от протонов молекул флюида, протекающего по трубе высокого давления через рабочую зону датчика ЯМР. При этом по соответствующей программе, заданной блоком формирования импульсных последовательностей, формируются радиочастотные импульсы, которые усиливаются передатчиком до необходимого уровня мощности и подаются в датчик на приемно-передающую катушку. Созданное внутри катушки переменное магнитное поле создает (при условии совпадения его частоты с частотой резонанса ω0 ЯМР протонов в магнитном поле В0 магнитной системы) поперечную намагниченность, значение которой при прочих равных условиях пропорционально количеству протонов (количеству флюида) в рабочей зоне катушки. После отключения передатчика сигнал ЯМР регистрируется на частоте f0= ω0/2π предусилителем и далее усиливается приемником до уровня качественного аналого-цифрового преобразования. В блоке формирования импульсных последовательностей, регистрации сигнала ЯМР, приема и передачи данных осуществляется шифрование и передача данных. В этом же блоке обеспечивается прием информации от оператора по заданию параметров эксперимента, формированию типа импульсных последовательностей, и их реализация посредством передачи управляющих команд в блок импульсного градиента, передатчик и приемник. Названные устройства исполняют принятые команды. Блок БИМР снабжен собственным блоком питания, обеспечивающим преобразование энергии, поступающей по жилам каротажного кабеля, в необходимые для всех электронных узлов БИМР напряжения и токи. The BIMR block operates on the basis of the phenomenon of nuclear magnetic resonance and is designed to detect the NMR signal from the protons of the fluid molecules flowing through the high-pressure pipe through the working area of the NMR sensor. At the same time, according to the appropriate program, set by the pulse sequencer, radio frequency pulses are formed, which are amplified by the transmitter to the required power level and fed into the sensor on the receiving-transmitting coil. An alternating magnetic field created inside the coil creates (provided that its frequency coincides with the resonance frequency ω0 of NMR protons in the magnetic field B0 of the magnetic system) transverse magnetization, the value of which, all other things being equal, is proportional to the number of protons (the amount of fluid) in the working area of the coil. After the transmitter is turned off, the NMR signal is recorded at the frequency f0= ω0/2π by the preamplifier and further amplified by the receiver to the level of high-quality analog-to-digital conversion. In the block for generating pulse sequences, registering the NMR signal, receiving and transmitting data, encryption and data transmission are carried out. In the same block, information is received from the operator on setting the parameters of the experiment, forming the type of pulse sequences, and their implementation by transmitting control commands to the pulse gradient block, transmitter and receiver. The named devices execute the received commands. The BIMR block is equipped with its own power supply unit, which converts the energy coming through the wires of the logging cable into the voltages and currents necessary for all electronic components of the BIMR.
Блок БИМР имеет свой корпус с соединительными узлами, что позволяет использовать его как независимый элемент прибора СЛПФ.The BIMR block has its own housing with connecting nodes, which allows it to be used as an independent element of the SLPF device.
Блок БИМР обеспечивает регистрацию сигнала ядерного магнитного резонанса (ЯМР) для получения спектров времён спин-спиновой и спин-решёточной релаксации во временном диапазоне от 10-5 с до 10 с и определение водородосодержания, отнесённого к различным компонентам флюида.The BIMR block provides registration of a nuclear magnetic resonance (NMR) signal to obtain spectra of spin-spin and spin-lattice relaxation times in the time range from 10 -5 s to 10 s and determination of the hydrogen content related to various fluid components.
Блок измерения диэлектрических характеристик (БИДФ).Block for measuring dielectric characteristics (BIDF).
БИДФ предназначен для измерения диэлектрических характеристик пластового флюида скважинной лаборатории с целью определения фильтрационно-емкостных свойств пласта и свойств пластового флюида.BIDF is designed to measure the dielectric characteristics of reservoir fluid in a well laboratory in order to determine the porosity and permeability properties of the reservoir and reservoir fluid properties.
БИДФ, являясь частью СЛПФ, состоит из измерительной ячейки и блока электроники. БИДФ и СЛПФ соединены кабелем, обеспечивающим передачу управляющих сигналов и измеряемых данных. Принцип действия БИДФ состоит в возбуждении генератором, входящим в блок электроники БИДФ электромагнитного поля в измерительной ячейке и регистрации сигналов на входе и выходе измерительной ячейки. Сигналы далее поступают в детектирующий модуль, где усиливаются.BIDF, being a part of SLPF, consists of a measuring cell and an electronics unit. BIDF and SLPF are connected by a cable that provides transmission of control signals and measured data. The principle of operation of the BIDF consists in excitation by a generator included in the electronics unit of the BIDF of an electromagnetic field in the measuring cell and recording signals at the input and output of the measuring cell. The signals are then sent to the detection module, where they are amplified.
Усиленные сигналы поступают в измерительный модуль, где преобразуются в низкочастотные сигналы, пропорциональные разности фаз и отношению амплитуд входных сигналов. Полученные, таким образом, низкочастотные сигналы поступают в контроллер, где оцифровываются двумя АЦП. Оцифрованные сигналы проходят предварительную обработку, сохраняются в энергонезависимой памяти и передаются через соответствующий модуль прибора СЛПФ на наземную каротажную станцию. Блок питания формирует необходимые для питания БИДФ напряжения.The amplified signals enter the measuring module, where they are converted into low-frequency signals proportional to the phase difference and the ratio of the amplitudes of the input signals. The low-frequency signals obtained in this way enter the controller, where they are digitized by two ADCs. The digitized signals are pre-processed, stored in non-volatile memory and transmitted through the corresponding module of the SLPF device to the ground logging station. The power supply generates the voltages necessary to power the BIDF.
ОПИСАНИЕ РАБОТЫ УСТРОЙСТВАDESCRIPTION OF THE DEVICE OPERATION
Управление всеми режимами работы осуществляется с помощью модуля электроники (МЭС) и соответствующего программного обеспечения. Режимы работы задает оператор. По команде оператора работу сначала начинает МИП-К. МИП-К предназначен для определения фильтрационно – емкостных свойств пласта (пластовое давление, гидропроводность, скин-фактор, проницаемость) в реальном режиме времени инфильтрации жидкости, а также отбора проб из изолированной области прискважинного пространства. С помощью МИП-К осуществляется накачка гидравлических пакеров (МДП) с использованием скважинной жидкости. Накачка пакеров осуществляется модулем откачки скважинного флюида (ОПФ), который состоит из насоса, редуктора и бесщёточного двигателя постоянного тока. Управление скоростью и направлением вращения двигателя, а также передача данных осуществляется с помощью МЭС, который подключается непосредственно к модулю ОПФ. Под действием давления жидкости пакера, которые наполняются скважинной жидкостью начинают разбухать, упираются в стенки скважины и производят изоляцию области прискважинного пространства. Тем самым, производится пакерование (отделение) части прискважинной зоны от остальной части ствола скважины. All modes of operation are controlled by the electronics module (MES) and the corresponding software. The operating modes are set by the operator. At the command of the operator, MIP-K starts work first. MIP-K is designed to determine the reservoir properties of the formation (formation pressure, hydraulic conductivity, skin factor, permeability) in real time fluid infiltration, as well as sampling from an isolated area of the near-wellbore space. With the help of MIP-K, hydraulic packers (MDP) are pumped using well fluid. The packers are pumped by a downhole fluid pumping module (WFD), which consists of a pump, a gearbox and a brushless DC motor. Control of the speed and direction of rotation of the motor, as well as data transmission is carried out using the MES, which is connected directly to the OPF module. Under the action of the fluid pressure, the packers, which are filled with the well fluid, begin to swell, rest against the well walls and isolate the near-well space area. Thus, the packer (separation) of a part of the wellbore zone from the rest of the wellbore is performed.
После накачки пакеров и изоляции прискважинной зоны производится прокачка жидкости с межпакерного пространства через модуль измерения термобарических характеристик (ИМ), в котором измеряется температура, давление флюида и через оптический анализатор флюида (ОАФ), в котором регистрируется оптическая плотность флюида для определения молекулярного состава прокачиваемой жидкости. Это необходимо для обнаружения нефтяной составляющей из смеси межпаркерной жидкости или фильтрата бурового раствора с пластовым флюидом. После того, как под действием перепада давления, создаваемого насосом прискважинная жидкость (фильтрат бурового раствора) будет замещена неизмененным пластовым флюидом, например, нефтью, показания оптической плотности покажут это изменение. Чтобы подтвердить это предположение (то, что буровой раствор или его фильтрат «ушли из пласта» и началась прокачка уже пластового флюида) по команде оператора (или по заданной заранее программе распознавания типа прокачиваемой жидкости по наборам измеряемых параметров) прокачка временно приостанавливается. В стационарном режиме к измерению подключается в полной мере (в полном составе) модуль измерения свойств пластового флюида. Измерительный модуль предназначен для определения свойств и состава пластового флюида, по результатам анализа которых принимается решение и осуществляется откачка пробы в контейнеры для хранения и последующего подъема на поверхность.After the packers are pumped and the wellbore zone is isolated, fluid is pumped from the inter-packer space through the thermobaric characteristics (TM) measurement module, in which the temperature and fluid pressure are measured, and through the optical fluid analyzer (OAF), in which the optical density of the fluid is recorded to determine the molecular composition of the fluid being pumped . This is necessary to detect the oil component from a mixture of interparker fluid or mud filtrate with formation fluid. After the near-wellbore fluid (drilling mud filtrate) is replaced by an unaltered formation fluid, such as oil, under the action of the differential pressure created by the pump, the optical density reading will show this change. In order to confirm this assumption (that the drilling fluid or its filtrate “left the formation” and the pumping of the formation fluid has already begun), at the operator’s command (or according to a pre-set program for recognizing the type of pumped fluid from sets of measured parameters), pumping is temporarily suspended. In the stationary mode, the measurement is connected to the full extent (in full) the module for measuring the properties of the formation fluid. The measuring module is designed to determine the properties and composition of the reservoir fluid, based on the results of the analysis of which a decision is made and the sample is pumped into containers for storage and subsequent lifting to the surface.
Подключается дополнительные модули: БИМР – блок измерения магнитно-резонансных характеристик и БИДФ – блок измерения диэлектрических характеристик. Блок БИМР по анализу замеров двумерных карт распределения времен релаксации и коэффициента диффузии Т1 – Т2 - Кд определяет состав флюида: нефть или вода; блок БИДФ по анализу результатов замера диэлектрической проницаемости дает дополнительную информацию о составе прокачиваемого флюида (нефть или вода), так как их значения отличаются на порядок (55-85 и 2-4 соответственно). После того как по всем блокам измерения основному – ОАФ и дополнительным - БИМР и БИДФ делается вывод о преобладании нефтяной составляющей в составе прокачиваемой жидкости, либо оператором, либо по установленной программе (или алгоритму принятия решения) происходит откачка пробы в пробоотборный модуль для хранения и последующего поднятия на поверхность. Additional modules are connected: BIMR - a block for measuring magnetic resonance characteristics and BIDF - a block for measuring dielectric characteristics. The BIMR block for the analysis of measurements of two-dimensional maps of the distribution of relaxation times and the diffusion coefficient T1 - T2 - Kd determines the composition of the fluid: oil or water; the BIDF block for analyzing the results of measuring the dielectric constant provides additional information about the composition of the pumped fluid (oil or water), since their values differ by an order of magnitude (55-85 and 2-4, respectively). After all measurement units, the main one - OAF and additional - BIMR and BIDF, make a conclusion about the predominance of the oil component in the composition of the pumped liquid, either the operator or according to the established program (or decision-making algorithm) pumps the sample into the sampling module for storage and subsequent rise to the surface.
Пробы могут отбираться на разных глубинах или в разное время, что определяется задачей исследования.Samples can be taken at different depths or at different times, which is determined by the task of the study.
Далее эти пробы отправляются транспортом в лабораторию для получения в дальнейшем необходимой информации с целью моделирования процесса разработки месторождения. Это является конечной задачей испытания пласта с помощью вышеописанной СЛПФ. В процессе исследования пластового флюида всеми модулями на экране демонстрируются соответствующие кривые и их значения. По мере поступления, данные сохраняются в файлы в энергонезависимую часть памяти наземной рабочей станции. При необходимости, оператор может останавливать измерения, подключать/отключать те или иные блоки или модули в течение всего времени работы СЛПФ.Further, these samples are sent by transport to the laboratory to obtain the necessary information in the future in order to simulate the process of field development. This is the ultimate goal of reservoir testing with the above described SFMA. In the process of studying the reservoir fluid, all modules display the corresponding curves and their values on the screen. As it arrives, the data is stored in files in the non-volatile part of the memory of the ground workstation. If necessary, the operator can stop measurements, connect / disconnect certain blocks or modules during the entire time of the SLPF operation.
Варианты осуществления не ограничиваются описанными здесь вариантами осуществления, специалисту в области техники на основе информации изложенной в описании и знаний уровня техники станут очевидны и другие варианты осуществления изобретения, не выходящие за пределы сущности и объема данного изобретения.Embodiments are not limited to the embodiments described here, other embodiments of the invention will become apparent to a person skilled in the art based on the information set forth in the description and knowledge of the prior art, without going beyond the essence and scope of this invention.
Элементы, упомянутые в единственном числе, не исключают множественности элементов, если отдельно не указано иное.Elements mentioned in the singular do not exclude the plurality of elements, unless otherwise specified.
Под функциональной связью элементов следует понимать связь, обеспечивающую корректное взаимодействие этих элементов друг с другом и реализацию той или иной функциональности элементов. Частными примерами функциональной связи может быть связь с возможностью обмена информацией, связь с возможностью передачи электрического тока, связь с возможностью передачи механического движения, связь с возможностью передачи света, звука, электромагнитных или механических колебаний и т.д. Конкретный вид функциональной связи определяется характером взаимодействия упомянутых элементов, и, если не указано иное, обеспечивается широко известными средствами, используя широко известные в технике принципы.The functional connection of elements should be understood as a connection that ensures the correct interaction of these elements with each other and the implementation of one or another functionality of the elements. Particular examples of functional communication may be communication with the ability to exchange information, communication with the ability to transmit electric current, communication with the ability to transmit mechanical motion, communication with the ability to transmit light, sound, electromagnetic or mechanical vibrations, etc. The specific type of functional connection is determined by the nature of the interaction of the mentioned elements, and, unless otherwise indicated, is provided by well-known means, using principles well-known in the art.
Способы, раскрытые здесь, содержат один или несколько этапов или действий для достижения описанного способа. Этапы и/или действия способа могут заменять друг друга, не выходя за пределы объема формулы изобретения. Другими словами, если не определен конкретный порядок этапов или действий, порядок и/или использование конкретных этапов и/или действий может изменяться, не выходя за пределы объема формулы изобретения.The methods disclosed herein contain one or more steps or actions to achieve the described method. The steps and/or steps of the method may replace one another without departing from the scope of the claims. In other words, if no specific order of steps or actions is specified, the order and/or use of specific steps and/or actions may be varied without departing from the scope of the claims.
В заявке не указано конкретное программное и аппаратное обеспечение для реализации модулей на чертежах, но специалисту в области техники должно быть понятно, что сущность изобретения не ограничена конкретной программной или аппаратной реализацией, и поэтому для осуществления изобретения могут быть использованы любые программные и аппаратные средства известные в уровне техники. Так аппаратные средства могут быть реализованы в одной или нескольких специализированных интегральных схемах, цифровых сигнальных процессорах, устройствах цифровой обработки сигналов, программируемых логических устройствах, программируемых пользователем вентильных матрицах, процессорах, контроллерах, микроконтроллерах, микропроцессорах, электронных устройствах, других электронных модулях, выполненных с возможностью осуществлять описанные в данном документе функции, компьютер либо комбинации вышеозначенного.The application does not indicate specific software and hardware for implementing the modules in the drawings, but a person skilled in the art should be clear that the essence of the invention is not limited to a specific software or hardware implementation, and therefore any software and hardware known in the art can be used to implement the invention. the level of technology. Thus, hardware may be implemented in one or more ASICs, digital signal processors, digital signal processors, programmable logic devices, user programmable gate arrays, processors, controllers, microcontrollers, microprocessors, electronic devices, other electronic modules configured to perform the functions described in this document, a computer, or a combination of the above.
Несмотря на то, что примерные варианты осуществления были подробно описаны и показаны на сопроводительных чертежах, следует понимать, что такие варианты осуществления являются лишь иллюстративными и не предназначены ограничивать более широкое изобретение, и что данное изобретение не должно ограничиваться конкретными показанными и описанными компоновками и конструкциями, поскольку различные другие модификации могут быть очевидны специалистам в соответствующей области.While exemplary embodiments have been described in detail and shown in the accompanying drawings, it should be understood that such embodiments are illustrative only and are not intended to limit the wider invention, and that the present invention should not be limited to the particular arrangements and structures shown and described. as various other modifications may be apparent to those skilled in the art.
Признаки, упомянутые в различных зависимых пунктах формулы, а также реализации, раскрытые в различных частях описания могут быть скомбинированы с достижением полезных эффектов, даже если возможность такого комбинирования не раскрыта явно.Features mentioned in various dependent claims, as well as implementations disclosed in various parts of the description, can be combined to achieve beneficial effects, even if the possibility of such a combination is not explicitly disclosed.
Любые числовые значения, изложенные в материалах настоящего описания или на фигурах, предназначены для включения всех значений от нижнего значения до верхнего значения приращениями в один единичный элемент, при условии, что есть интервал по меньшей мере в два единичных элемента между любым нижним значением и любым верхним значением. В качестве примера, если изложено, что величина составляющей или значения технологического параметра, например, такого как температура, давление, время, и тому подобное, например, имеет значение от 1 до 90, предпочтительно от 20 до 80, более предпочтительно от 30 до 70, подразумевается, что значения, такие как от 15 до 85, от 22 до 68, от 43 до 51, от 30 до 32, и т.д., в прямой форме перечислены в этом описании изобретения. Что касается значений, которые являются меньшими, чем единица, при необходимости, один единичный элемент считается имеющим значение 0,0001, 0,001, 0,01 или 0,1. Таковые являются всего лишь примерами того, что определенно подразумевается, и все возможные комбинации многочисленных значений между перечисленными самым низким значением и самым высоким значением должны считаться изложенными в прямой форме в этой заявке подобным образом. Any numerical values set forth herein or in the figures are intended to include all values from the lower value to the upper value in one unit increments, provided that there is an interval of at least two units between any lower value and any upper value. value. By way of example, if it is stated that the value of a component or value of a process variable such as temperature, pressure, time, and the like, for example, has a value of 1 to 90, preferably 20 to 80, more preferably 30 to 70 , it is understood that values such as 15 to 85, 22 to 68, 43 to 51, 30 to 32, etc. are expressly listed in this specification. As for values that are less than one, if necessary, one unit element is considered to have a value of 0.0001, 0.001, 0.01, or 0.1. These are merely examples of what is specifically intended, and all possible combinations of multiple values between the lowest value listed and the highest value listed are to be considered expressly stated in this application in this way.
Claims (23)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021121393A RU2769258C1 (en) | 2021-07-20 | 2021-07-20 | Device of the borehole laboratory for the study of borehole fluid |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021121393A RU2769258C1 (en) | 2021-07-20 | 2021-07-20 | Device of the borehole laboratory for the study of borehole fluid |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2769258C1 true RU2769258C1 (en) | 2022-03-29 |
Family
ID=81076117
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021121393A RU2769258C1 (en) | 2021-07-20 | 2021-07-20 | Device of the borehole laboratory for the study of borehole fluid |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2769258C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6346813B1 (en) * | 1998-08-13 | 2002-02-12 | Schlumberger Technology Corporation | Magnetic resonance method for characterizing fluid samples withdrawn from subsurface formations |
| RU2367981C2 (en) * | 2004-04-30 | 2009-09-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Method for detection of reservoir fluid properties |
| US20090255669A1 (en) * | 2008-04-15 | 2009-10-15 | Schlumberger Technology Corporation | Tool and method for determining formation parameter |
| US20090288881A1 (en) * | 2008-05-22 | 2009-11-26 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus to form a well |
| RU2377609C2 (en) * | 2004-06-04 | 2009-12-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Method and device for using nuclear-magnetic resonance measurements with pulsed field gradients to determine characteristics of fluids in well logging device for taking fluid samples |
| EA038017B1 (en) * | 2011-11-03 | 2021-06-23 | Фасткэп Системз Корпорейшн | Production logging instrument |
-
2021
- 2021-07-20 RU RU2021121393A patent/RU2769258C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6346813B1 (en) * | 1998-08-13 | 2002-02-12 | Schlumberger Technology Corporation | Magnetic resonance method for characterizing fluid samples withdrawn from subsurface formations |
| RU2367981C2 (en) * | 2004-04-30 | 2009-09-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Method for detection of reservoir fluid properties |
| RU2377609C2 (en) * | 2004-06-04 | 2009-12-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Method and device for using nuclear-magnetic resonance measurements with pulsed field gradients to determine characteristics of fluids in well logging device for taking fluid samples |
| US20090255669A1 (en) * | 2008-04-15 | 2009-10-15 | Schlumberger Technology Corporation | Tool and method for determining formation parameter |
| US20090288881A1 (en) * | 2008-05-22 | 2009-11-26 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus to form a well |
| EA038017B1 (en) * | 2011-11-03 | 2021-06-23 | Фасткэп Системз Корпорейшн | Production logging instrument |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2005200959B2 (en) | Method for determining properties of formation fluids | |
| US6518758B1 (en) | Methods and apparatus for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same | |
| US8860412B2 (en) | Methods and systems for measuring NMR characteristics in production logging | |
| US7482811B2 (en) | Magneto-optical method and apparatus for determining properties of reservoir fluids | |
| US20160305239A1 (en) | Downhole monitoring of fluids using nuclear magnetic resonance | |
| RU2769258C1 (en) | Device of the borehole laboratory for the study of borehole fluid | |
| US20230296019A1 (en) | Attenuated total internal reflection optical sensor for obtaining downhole fluid properties | |
| US8109155B2 (en) | Methods and apparatus to measure fluid flow rates | |
| Skopec | Recent advances in rock characterization | |
| CA2562217C (en) | Methods and apparatus for measuring flow velocity in a wellbore using nmr and applications using same | |
| Dick et al. | NMR-Based Wettability Index for Unconventional Rocks | |
| AU2005200133B2 (en) | Methods for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same | |
| AU2005200131B2 (en) | Methods for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same | |
| AU2005200135B2 (en) | Methods for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same | |
| AU2005200130B2 (en) | Methods for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same | |
| AU2005200132B2 (en) | Methods for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same | |
| GB2403544A (en) | NMR method for measuring flow velocity in a wellbore |