CN1946920A - 用于储层流体表征的井下流体分析用方法和装置 - Google Patents

用于储层流体表征的井下流体分析用方法和装置 Download PDF

Info

Publication number
CN1946920A
CN1946920A CNA2005800126704A CN200580012670A CN1946920A CN 1946920 A CN1946920 A CN 1946920A CN A2005800126704 A CNA2005800126704 A CN A2005800126704A CN 200580012670 A CN200580012670 A CN 200580012670A CN 1946920 A CN1946920 A CN 1946920A
Authority
CN
China
Prior art keywords
fluid
gas
film
films
processor
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CNA2005800126704A
Other languages
English (en)
Inventor
R·迪弗吉奥
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Baker Hughes Holdings LLC
Original Assignee
Baker Hughes Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Baker Hughes Inc filed Critical Baker Hughes Inc
Publication of CN1946920A publication Critical patent/CN1946920A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
    • G01N33/26—Oils; viscous liquids; paints; inks
    • G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
    • G01N33/2823—Oils, i.e. hydrocarbon liquids raw oil, drilling fluid or polyphasic mixtures
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01J—ELECTRIC DISCHARGE TUBES OR DISCHARGE LAMPS
    • H01J49/00—Particle spectrometers or separator tubes
    • H01J49/02—Details
    • H01J49/04—Arrangements for introducing or extracting samples to be analysed, e.g. vacuum locks; Arrangements for external adjustment of electron- or ion-optical components
    • H01J49/0422—Arrangements for introducing or extracting samples to be analysed, e.g. vacuum locks; Arrangements for external adjustment of electron- or ion-optical components for gaseous samples

Abstract

使地层流体样品暴露于如硅橡胶的刚性支撑的半渗透膜(309)，以使得气体和蒸气从地层流体中扩散到真空室(311)中，同时防止任何液体通过。利用剩余气体分析仪(317)在真空室中对透过膜的气体进行分析。将离子泵(319)或吸附剂与真空室相连，以维持真空。该离子泵或吸附剂用于从真空室中除去从位于半渗透膜相对侧的储层样品扩散进入真空室中的空气和蒸气。

Description

用于储层流体表征的井下流体分析用方法和装置
技术领域
本发明一般涉及井下储层表征，并且特别涉及一种用于实时识别从地层流体样品扩散的气体的方法和装置。获得地层流体样品，并且使气体从这些流体样品经半渗透膜扩散到真空室中。在真空室中，利用质谱仪或剩余气体分析仪(RGA)和处理器对该气体进行分析，该处理器用于识别并区分气体如C1-C5、H2S、CO2、N2与在井下储层流体样品中存在的其他气体或蒸气。
背景技术
为了获得烃(如油类和气体)，通过旋转与钻柱末端相连的钻头来将钻孔钻入到地层中。现代定向钻井系统通常使用具有底部钻具组合(BHA)的钻柱和在钻柱末端的钻头，该钻头通过钻探马达(泥浆马达)和/或通过旋转钻柱来进行旋转。在接近钻头处设置的许多井下设备用来测定与钻柱相关的某些井下操作参数。这种设备通常包括用于测定井下温度和压力的传感器、方位和斜度测定设备以及用于测定是否存在烃和水的电阻率测定设备。在钻探操作的过程中，被称为随钻测井(LWD)工具的另外的井下设备经常被连接到钻柱6上，以测定地层地质状况和地层流体条件。
烃油田的商业开发需要大量的资金。在开始开发油田之前，操作者希望拥有尽可能多的关于烃地层性质的数据来估计储层是否具有商业开发性。尽管在钻探时使用MWD系统和绳索(wire line)分析应用获取数据方面取得了进展，但是经常需要进行进一步的烃储层测试来获得另外的数据。因此，在井已钻成之后，经常要用其他的测试装置如有线工具来测试烃区域，该测试装置用于进一步分析和监视地层。
一种类型的钻后测试包括：产生来自储层的流体，并将该流体样品收集到井下的罐中以传送到地面实验室中，在该实验室中进行压力-体积-温度(PVT)研究并测定流体性质，如密度、粘度和组成。此外，也可以测定在几个不同深度的井下流体压力，通过该压力梯度来计算流体密度。
井下提取的流体样品通常在地面实验室中在数周或数月之后被分析，以识别和量化流体中存在的气体。从井下取得流体样品并将其送往地面实验室来分析气体含量是非常耗时的。此外，地面分析需要在进行另外的勘探和/或生产活动之前从钻孔中移走流体样品和用于测试样品的工具。因此需要一种用于检测、区分和量化地层中的气体的实时井下方法和装置。
发明内容
本发明提供一种用于实时井下检测、区分和量化如C1-C5、H2S、CO2、N2的气体和地层流体样品中存在的其它气体和蒸气的方法和装置。本发明可以检测和分析与油基钻探流体相关的蒸气，并因此通过钻探流体滤出液来提供样品污染百分数的实时估计。
本发明将井下高温高压地层流体暴露于半渗透膜，该半渗透膜阻挡液体但是允许某些气体和蒸气通过。这种膜是由刚性但多孔且可渗透的结构(例如烧结金属过滤器)来支撑的，之后是在其中具有一些孔的金属板，这样该膜可以承受真空与井下压力之间的压力差。半渗透膜由诸如硅橡胶的材料制成，其允许气体和某些蒸气由地层流体样品经该膜扩散进入到与半渗透膜相邻的真空室中。
该真空室形成了装有剩余气体分析仪(RGA)的气体分析室。RGA是相对低分辨率的质谱仪，如经常用在高真空系统中的那些。地层流体样品在井下工具中获取，并用如硅橡胶的半渗透膜进行过滤，以允许气体从地层流体扩散进入到真空室或气体分析室。气体扩散出地层流体并由位于气体分析室中真空部分的剩余气体分析仪(RGA)对该气体进行分析。
离子泵与真空气体分析室相连以维持分析室内的真空。该离子泵除去气体，该气体已从地层流体样品扩散到在半渗透膜过滤器相对侧的真空室中。另外可选地，作为离子泵的替代物，可使用活性炭或其他一些吸附剂来防止已扩散到真空中的气体在其中停留过长的时间并防止干扰已从随后样品扩散或者散出的随后气体的测量。
在本发明的一个方面中，其提供一种用于井下估计流体的性质的方法，包括：使该流体暴露于质谱仪；观察来自质谱仪的响应；并且由该响应估计井下流体的性质。在本发明的另一方面中，该响应是荷质比的强度。在本发明的另一个方面中，该响应是碎裂过程图形(fragmentation pattern)的一部分。在本发明的另一个方面中，该方法进一步包括将气体与流体分离。在本发明的另一个方面中，该分离进一步包括从该流体中扩散该气体。在本发明的另一个方面中，该扩散使用了半渗透膜，其中该半渗透膜允许一部分气体通过。在本发明的另一个方面中，该扩散进一步包括选择多个膜之一用于扩散气体。在本发明的另一个方面中，多个膜中的每一个膜具有不同的厚度。在本发明的另一个方面中，多个膜是对不同气体具有亲和性的不同组成的膜。
在本发明的另一个方面中，其提供一种用于井下估计流体的性质的装置，包括：与该流体进行流体连通的质谱仪；和与质谱仪连通的处理器，该处理器估计该流体的性质。在本发明的另一个方面中，处理器由流体的碎裂过程图形来估计流体的性质。在本发明的另一个方面中，处理器由流体的原子质量单位(AMU)来估计流体的性质。在本发明的另一个方面中，该装置进一步包括暴露于流体的分离器。在本发明的另一个方面中，该分离器是毛细管。在本发明的另一个方面中，该装置进一步包括在分离器内的膜；和与分离器以及质谱仪连通的气体室。在本发明的另一个方面中，所述膜包括多个膜。在本发明的另一个方面中，该装置进一步包括用于从多个膜中选择至少一个膜来扩散气体的阀。在本发明的另一个方面中，多个膜中的每个膜具有与多个膜中的其它膜不同的厚度。在本发明的另一个方面中，多个膜中的每个膜具有与多个膜中的其它膜不同的组成，该不同的组成具有对不同气体的透过性。在本发明的另一个方面中，气体包括蒸气。
附图说明
本发明的新特征以及发明本身可以通过附图以及下列描述得到最好的理解，其中类似的参考符号指的是类似的部分，并且其中：
图1所示为在钻孔中由绳索(wire line)布置的本发明的典型实施方案；
图2所示为在钻孔中由钻柱布置的本发明的典型实施方案；
图3所示为包括本发明当前实例的部件；
图4所示为半渗透膜、烧结金属过滤器和金属板，该金属板上有小孔，并且孔间的板具有划线；
图5所示为在本发明的实例中执行的功能的流程图；
图6的表所示为经过本发明半渗透膜的气体扩散速率的一些实例；
图7所示为具有过滤器和毛细管入口的另外可选的实施方案；和
图8所示为在另外可选的实施方案中提供的系统，该系统具有导致多个入口的阀，每个入口具有不同的膜厚度。
具体实施方式
本发明提供了一种用于实时井下检测、分类和量化在代表性地层流体样品中存在的气体的方法和装置。如C1-C5、H2S、CO2、N2的气体与地层流体样品中存在的其他气体和蒸气通过本发明进行量化。本发明将井下高温高压地层流体暴露于如硅橡胶的半渗透膜，以使来自地层流体样品的气体扩散到装有剩余气体分析仪(RGA)的真空室中。RGA是一种相对低分辨率的质谱仪，其被设计用在高真空度系统中。也可选择更高分辨率的质谱仪。选择RGA的原因在于其小尺寸，还有就是其被设计用在高真空度系统中，该系统通常在250-300℃下“被烘烤”。因此，如果RGA控制电子设备和处理器保持在室温下，则许多RGA传感器被设计为在高达150℃下可以保持完好(非运行状态)并能运行，并且它们经常被设计为在“烘烤”温度下运行。本发明提供了高温RGA电子控制电路，其可以在井下温度的条件下保持完好。在邻近RGA电子设备处非必需地提供吸附冷却单元，以使RGA电子控制电路在升高的井下温度下保持完好并运行。
本发明通过提取地层流体样品中的气体级分并将其传送到剩余气体分析仪(RGA)和处理器来分析高温高压储层流体。用如硅橡胶的半渗透膜来获取并过滤地层流体样品，以使气体从地层流体样品扩散到真空气体分析室中。用位于真空气体分析室中的剩余气体分析仪(RGA)来分析扩散气体，该分析室与在半渗透膜另一侧的地层流体室相对。在真空气体分析室被起始抽真空后(粗略泵抽)，用离子泵(或者在另外可选的实施方式中的升华泵或其他泵)与该分析室相连以帮助建立和维持该分析室的真空。离子泵从真空室中除去已从位于半渗透膜过滤器相对侧上的地层流体样品中渗透到该真空室中的气体。
为了利用紧密(close)AMU’s来区分气体，在本发明的当前实例中要实施下面的功能。第一个功能是将装有RGA和处理器以便分析气体的真空室进行抽真空。此外，还为该真空室提供离子泵以维持真空。半渗透膜(如硅橡胶)被放置在真空室的入口处，以允许气体扩散进入到真空室中，同时防止液体进入真空室。接着针对在一定温度和压力下所选气体经过膜的扩散速率、所选气体的碎裂过程图形以及RGA对所选气体的敏感性，从而对气体分析系统进行校准。
现在参考图1，图1示出了由在钻入地层100中的钻孔104中的绳索102布置的本发明的一个实例。可伸缩探针101从地层100提取流体。所提取的地层流体流经流线105，其中本发明的气体分析室300测定地层流体样品中的气体含量。在地层流体样品的取样过程中，稳定器103将工具50和可伸缩探针101保持在适当的位置。由RGA和处理器102执行的气体分析的结果可以由处理器102来对其进行作用，或者RGA分析结果可被传送到地面51并由地面处理器和控制1000来对其进行作用。
现在参考图2，图2示出了由钻柱201布置的本发明的另一个实例，在流体经流动路径105进入到本发明气体分析室300的过程中，跨式封隔器203将工具50保持在适当的位置。流体可来自工具50与井眼104之间的环状空间105或来自地层100。流体可被送到样品罐111，或根据本发明300所进行的密度测定结果根据需要使流体返回井眼的环状空间105。处理器102对RGA气体分析结果进行作用，或者可将该结果传送到地面51并由地面处理器和控制1000来对其进行作用。
现在参考图3，图3更详细地示出了本发明。在图3中以示意的形式显示了RGA质谱仪317、离子泵319、半渗透膜300、流体容纳室307和处理器315。提供吸附冷却单元321，以使得处理器和RGA控制电子设备保持在其运行和/或保持完好的温度范围内。通过半渗透膜309将地层流体容纳室307与真空气体分析室311分开。因此，地层流体容纳室307位于半渗透膜309的一侧，而真空气体分析室311位于半渗透膜309的另一侧。在所获得的地层流体样品中俘获的气体扩散通过半渗透膜进入到真空气体分析室中以进行分析。
地层流体从地层100中提取并经流线107和阀301进入到流体容纳室307中。气体从半渗透膜流体侧上的地层流体开始扩散，经过半渗透膜并进入到真空室311中。气体分析模块设备，RGA317和处理器/控制电子设备315位于真空气体分析室311内。气体暴露于质谱仪(RGA)317和处理器102，并由它们进行分析。处理器102和RGA电子设备控制并进行RGA分析。处理器102通过其他井下通讯装置的导线将分析结果报告给地面。处理器102可以对分析结果起作用，而不将这些结果报告给地面。图4示出了半渗透膜309、烧结金属过滤器313和金属板314，该金属板上有小孔，并且孔间的板具有划线。
现在参考图5，它示出了一个实例，该实例表示由本发明所执行的功能中的一些功能。如方框401所示，本发明从地层中获取地层流体样品。该地层流体通过与地层流体连通的流线进入到工具50中。在方框403中，对气体分析模块室抽真空。通过对该气体分析模块抽真空可以使在地层流体样品中俘获的气体经半渗透膜扩散进入到该真空室中。在方框405中，位于流体和真空室之间的半渗透膜可以使气体从流体中扩散经过半渗透膜进入到真空气体分析室中。在方框407中，本发明的质谱仪(RGA)和处理器监视气体，以检测、识别和量化气体并区分这些气体。在方框409中，离子泵将扩散气体从该室的真空侧除去以维持真空。
可以通过气体间的质量差别或通过被离子化时气体所分裂成的片段的质量差别来区分不同的气体分子。以原子质量单位(AMU)表示，一些常见气体的未分裂质量为：H2(氢)AMU＝2.02、He(氦_3)AMU＝3.00、He4(氦_4)AMU＝40.00、Ne(氖20.18、Ar(氩)AMU＝39.95、Kr(氪)AMU＝83.80、Xe(氙)AMU＝131.30、O2(氧)AMU＝32.00、N2(氮)AMU＝28.01、CO2(二氧化碳)AMU＝44.01、H2S(硫化氢)AMU＝34.08、SO2(二氧化硫)AMU＝64.06、CH4(甲烷)AMU＝16.04、C2H6(乙烷)AMU＝30.07、C3H8(丙烷)AMU＝44.10、C4H10(丁烷)AMU＝58.12、C5H12(戊烷)AMU＝72.15。在质谱仪中的离子化过程中，由这些不同气体所产生的片段的质量之间会发生相互干扰。使用矩阵求逆技术、化学计量学、或者通过监视质量通道来解决这些干扰，在质量通道中，相应质量片段已知仅仅来自一种气体或蒸气。
通常，剩余气体分析仪只能分辨1个AMU质量的差别。因此，RGA在区分二氧化碳(44.01)和丙烷(44.10)时会碰到困难。为区分这两种气体，在本发明的本实例中，本发明方法和装置检查它们的“碎裂”(或“裂化”)方式的不同。碎裂过程图形是在质谱仪的离子化过程中较大的分子常常碎裂成的较小分子的图形。因此，取决于RGA和处理器所辨别的碎裂过程图形，从地层流体样品中扩散的气体被检测和定量。
适合的半渗透膜、剩余气体分析仪和真空泵可以通过商业购得，在此则讨论适合本发明所使用的。而且，所述膜可被专门设计为有选择地传送一种气体，而不是像有机硅膜那样传送许多气体。School ofPolymers at The University of Southern Mississippi的SandraYoung在其研究介绍( http：//www.psrc.usm.edu/mauritz/diffuse.html)中谈到：
含-C(CF3)2-基团的芳族聚酰亚胺对CO2比对CH4具有更高的选择性。据认为，-C(CF3)2-基团的引入增加了链劲度(这降低了链段内活动性)，并且通过增大自由体积降低和限制了链堆砌度，从而在聚合物中起到了分子间隔基和链硬化剂的作用(Stern，S.A.J.Membrane Sci.，1994，94，1-65和Kim，T.H；Koros，W.J.；Husk，G.R.；O’Brien，K.C.J.Membrane Sci.，1988，37，45-62)。
从1997年Monsanto使用涂覆有硅橡胶薄层的非对称中空纤维来分离H2开始，聚砜被用作选择性渗透膜已经有很多年了。非对称乙酸纤维素膜被用来从天然气中脱除CO2和H2S。CO2和H2S在乙酸纤维素中具有高溶解性，这导致了假增塑作用，引起了随着聚合物基体破坏的聚合物膨胀，这增加了聚合物链的活动性。在橡胶聚合物的领域中，目前仅研究的系统是聚(有机硅氧烷)。对聚(有机硅氧烷)进行了详尽的研究，其原因在于作为预形成膜的聚二甲基硅氧烷(PDMS)的巨大的用途，该膜在气体或液体分离工艺中被用作IPN成形的模板。PDMS具有任何聚合物的最大渗透系数之一，原因在于其具有大自由体积和低选择性。通过共聚反应，可以定制性能以适合特定的分离需要。在用于分离工艺的物质中的孔隙率控制是必要的，原因在于气体或液体经过膜的潜在可变性。可以控制溶胶-凝胶共聚来调整网格的收缩，以用于开发孔隙率可控的无机材料。
National Institute of Standards and Technology的John J.Pellegrino谈到：
http：//membranes.nist.gov/publication_abstracts/Pell_Ko_ Nass_Eine.html
通过使用固定在膜相上的化学反应性载体，CO2和H2S可以有选择地彼此分离，并且与非极性气体如H2、CO和CH4分离。对由聚全氟磺酸(PFSA)制得的离子交换膜进行改性以形成用作溶剂和载体支撑物的凝胶。该膜含有亲水区，在其中可吸收含有所需化学配合剂的溶剂。在环境条件下进行的实验中，CO2对H2的选择性为20-30，其中CO2的渗透系数是1000-2000barrer。在H2S-H2的分离中获得了较高的选择性和H2S渗透性。我们的研究包括这种具有各种胺载体和极性溶剂的膜在环境温度和压力下的表征。本论文总结了酸性气体渗透速率和酸性气体对H2和CO的选择性。初步的经济评估显示出：具有5-1μm厚PFSA涂覆膜的复合膜的资本成本低于标准胺吸收剂技术。
图6是一些气体经过适用于本发明的代表性半渗透膜的列表及说明。下面将讨论一些小型可商购剩余气体分析仪和小型离子泵的技术说明。图7所示为一个另外可选的实施方式，其具有过滤器316和输入到真空室311的毛细管318。通常，在对流体中气体的响应速度与半渗透膜厚度之间存在折衷。图8示出了具有阀340、341和342的系统，这导致了具有多个入口，每个入口分别具有不同组成的半渗透膜(如，二甲基有机硅膜或有机硅聚碳酸酯膜)和/或分别具有不同的厚度330、331和332(其在一个另外可选的实施方式中提供)。例如，膜330的厚度为10微米，331为20微米厚，332为30微米厚。每个膜也可以是对不同气体具有亲和性的不同组成的膜。因此，可以一次开启一个阀340、341和342并且通过每个膜来扩散不同的气体。离子泵319除去扩散气体并且阀被关闭，并且另一个阀开启以使不同的气体扩散到真空室311中。
适用于本发明的质谱仪可以商业购得，其来自HoribaInstruments Ltd.，Laboratory，Unit 1，Ruskin Leisure Centre，Ruskin Drive，St.Helens，UK WA 10 6RP，电话：44(0)1744454598传真：44(0)1744454599或者来自Extorr，Inc.307 Columbia Road，New Kensington，PA 15068，USA，电话17243373000或INFINICON，INC.，Two Technology Place，East Syracuse，NY 13057，USA，电话：1315-4341100。适合的离子泵可以商业购得，其来自Varian，Inc.3120 Hansen Way，Palo Alto，CA 94304-1030，USA，电话：16502138000。
在本发明的另一个实施方案中，本发明方法的实施是作为在计算机可读介质上的一套计算机可执行指令，该介质包括ROM、RAM、CD ROM、闪存或者其他任何目前已知或者未知的计算机可读介质，当这些指令被执行时则使计算机实施本发明的方法。
尽管上面公开的内容是针对本发明的优选实施方案的，但是本发明的各种改进对本领域技术人员来说显而易见的。在所附权利要求的范围内的各种变化是由上面公开的内容所包含的。已经对本发明更重要的特征的实例进行了相当宽泛的总结，以便可以更好地理解其随后的详细说明，并且可以理解其对本领域的贡献。

Claims (31)

1、一种用于井下估计流体的性质的方法，包括：
使该流体暴露于质谱仪；
观察来自质谱仪的响应；并且
由该响应来估计井下流体的性质。
2、权利要求1的方法，其中该响应是荷质比的强度。
3、权利要求1的方法，其中该响应是碎裂过程图形的一部分。
4、权利要求1的方法，进一步包括将气体与流体分离。
5、权利要求4的方法，其中该分离进一步包括从该流体中扩散该气体。
6、权利要求5的方法，其中该扩散使用半渗透膜并且其中该半渗透膜允许一部分气体通过。
7、权利要求5的方法，其中该扩散进一步包括选择多个膜中的一个膜用于扩散气体。
8、权利要求7的方法，其中多个膜中的每个膜具有不同的厚度。
9、权利要求7的方法，其中多个膜中的每个膜是对不同气体具有亲和性的不同组成的膜。
10、一种用于井下估计流体的性质的装置，包括：
与该流体进行流体连通的质谱仪；和
与质谱仪连通的处理器，该处理器估计该流体的性质。
11、权利要求10的装置，其中处理器由流体的碎裂过程图形来估计流体的性质。
12、权利要求10的装置，其中处理器由流体的原子质量单位AMU来估计流体的性质。
13、权利要求10的装置，进一步包括：
暴露于该流体的分离器。
14、权利要求13的装置，其中分离器是毛细管。
15、权利要求13的装置，进一步包括：
在分离器内的膜；和
与分离器以及质谱仪连通的气体室。
16、权利要求15的装置，其中所述膜包括多个膜。
17、权利要求16的装置，进一步包括：
用于从多个膜中选择至少一个膜来扩散气体的阀。
18、权利要求16的装置，其中多个膜中的每个膜具有与多个膜中的其它膜不同的厚度。
19、权利要求16的装置，其中多个膜中的每个膜具有与多个膜中的其它膜不同的组成，该不同的组成具有对不同气体的透过性。
20、权利要求10的装置，其中该气体包括蒸气。
21、一种用于井下估计流体的性质的系统装置，其包括：
井下工具，其具有与该流体进行流体连通的质谱仪；和
与质谱仪连通的处理器，该处理器估计该流体的性质。
22、权利要求21的系统，其中处理器由流体的碎裂过程图形来估计流体的性质。
23、权利要求21的系统，其中处理器由流体的原子质量单位AMU来估计流体的性质。
24、权利要求21的系统，进一步包括：
暴露于该流体的分离器。
25、权利要求24的系统，其中分离器是毛细管。
26、权利要求24的系统，进一步包括
在分离器内的膜；和
与分离器以及质谱仪连通的气体室。
27、权利要求26的系统，其中所述膜包括多个膜。
28、权利要求27的系统，进一步包括：
用于从多个膜中选择至少一个膜来扩散气体的阀。
29、权利要求27的系统，其中多个膜中的每个膜具有与多个膜中的其它膜不同的厚度。
30、权利要求27的系统，其中多个膜中的每个膜具有与多个膜中的其它膜不同的组成，该不同的组成具有对不同气体的透过性。
31、权利要求21的系统，其中该气体包括蒸气。
CNA2005800126704A 2004-03-17 2005-03-16 用于储层流体表征的井下流体分析用方法和装置 Pending CN1946920A (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US55392104P 2004-03-17 2004-03-17
US60/553,921 2004-03-17

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN1946920A true CN1946920A (zh) 2007-04-11

Family

ID=34994316

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CNA2005800126704A Pending CN1946920A (zh) 2004-03-17 2005-03-16 用于储层流体表征的井下流体分析用方法和装置

Country Status (9)

Country Link
US (1) US7219541B2 (zh)
EP (1) EP1735524A4 (zh)
JP (1) JP2007529745A (zh)
CN (1) CN1946920A (zh)
BR (1) BRPI0508942B1 (zh)
CA (1) CA2559937A1 (zh)
EA (1) EA011219B1 (zh)
NO (1) NO340188B1 (zh)
WO (1) WO2005089399A2 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102812201A (zh) * 2009-11-13 2012-12-05 马士基橄榄和气体公司 注入钻头

Families Citing this family (64)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7162918B2 (en) * 2001-05-15 2007-01-16 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for downhole fluid characterization using flexural mechanical resonators
FR2854197B1 (fr) * 2003-04-25 2005-07-22 Geoservices Dispositif d'analyse d'au moins un gaz contenu dans un liquide notamment un fluide de forage.
US7240546B2 (en) * 2004-08-12 2007-07-10 Difoggio Rocco Method and apparatus for downhole detection of CO2 and H2S using resonators coated with CO2 and H2S sorbents
US7398159B2 (en) * 2005-01-11 2008-07-08 Schlumberger Technology Corporation System and methods of deriving differential fluid properties of downhole fluids
US7458257B2 (en) * 2005-12-19 2008-12-02 Schlumberger Technology Corporation Downhole measurement of formation characteristics while drilling
US7445934B2 (en) * 2006-04-10 2008-11-04 Baker Hughes Incorporated System and method for estimating filtrate contamination in formation fluid samples using refractive index
US7497256B2 (en) * 2006-06-09 2009-03-03 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for collecting fluid samples downhole
GB2452224B (en) * 2006-06-20 2011-02-23 Inst Energiteknik The use of biphenyl, terphenyl, and fluorene sulphonic acid based tracers for monitoring streams of fluids
AU2007349290B2 (en) * 2007-03-19 2011-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. Separator for downhole measuring and method therefor
US7966273B2 (en) * 2007-07-27 2011-06-21 Schlumberger Technology Corporation Predicting formation fluid property through downhole fluid analysis using artificial neural network
US7814782B2 (en) * 2007-08-13 2010-10-19 Baker Hughes Incorporated Downhole gas detection in drilling muds
EP2292895A3 (en) * 2007-08-23 2011-05-04 Services Pétroliers Schlumberger A device and method for analyzing light chemical compounds
US8794350B2 (en) * 2007-12-19 2014-08-05 Bp Corporation North America Inc. Method for detecting formation pore pressure by detecting pumps-off gas downhole
US20090159334A1 (en) * 2007-12-19 2009-06-25 Bp Corporation North America, Inc. Method for detecting formation pore pressure by detecting pumps-off gas downhole
US8616277B2 (en) * 2008-04-14 2013-12-31 Baker Hughes Incorporated Real time formation pressure test and pressure integrity test
WO2009136821A1 (en) * 2008-05-05 2009-11-12 Adixen Sensistor Ab A gas probe for sampling gas molecules from a fluid and a system comprising the gas probe
US8032311B2 (en) 2008-05-22 2011-10-04 Baker Hughes Incorporated Estimating gas-oil ratio from other physical properties
US8146415B2 (en) * 2008-05-27 2012-04-03 Baker Hughes Incorporated Downhole gas chromatograph
US8379207B2 (en) * 2008-10-15 2013-02-19 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for estimating a fluid property
US8145429B2 (en) 2009-01-09 2012-03-27 Baker Hughes Incorporated System and method for sampling and analyzing downhole formation fluids
CA2690487A1 (en) * 2009-01-21 2010-07-21 Schlumberger Canada Limited Downhole mass spectrometry
US8047298B2 (en) 2009-03-24 2011-11-01 Halliburton Energy Services, Inc. Well tools utilizing swellable materials activated on demand
US7844400B1 (en) * 2009-11-10 2010-11-30 Selman and Associates, Ltd. System for sampling fluid from a well with a gas trap
US7957903B1 (en) * 2009-11-10 2011-06-07 Selman and Associates, Ltd. Gas trap for sampling fluid from a well
US9464500B2 (en) 2010-08-27 2016-10-11 Halliburton Energy Services, Inc. Rapid swelling and un-swelling materials in well tools
US8463550B1 (en) 2010-09-10 2013-06-11 Selman and Associates, Ltd. System for geosteering directional drilling apparatus
US8463549B1 (en) 2010-09-10 2013-06-11 Selman and Associates, Ltd. Method for geosteering directional drilling apparatus
US9528367B2 (en) 2011-02-17 2016-12-27 Selman and Associates, Ltd. System for near real time surface logging of a geothermal well, a hydrocarbon well, or a testing well using a mass spectrometer
US8682586B1 (en) 2013-01-17 2014-03-25 Selman and Associates, Ltd. System for creating a near real time surface log
US8701012B1 (en) 2013-01-17 2014-04-15 Selman and Associates, Ltd. Computer readable medium for creating a near real time well log
US8614713B1 (en) 2013-01-17 2013-12-24 Selman and Associates, Ltd. Computer implemented method to create a near real time well log
US9528366B2 (en) 2011-02-17 2016-12-27 Selman and Associates, Ltd. Method for near real time surface logging of a geothermal well, a hydrocarbon well, or a testing well using a mass spectrometer
US9528372B2 (en) 2010-09-10 2016-12-27 Selman and Associates, Ltd. Method for near real time surface logging of a hydrocarbon or geothermal well using a mass spectrometer
US8615364B1 (en) 2011-02-17 2013-12-24 Selman and Associates, Ltd. Computer readable medium for acquiring and displaying in near real time gas analysis, well data collection, and other well logging data
US8775088B1 (en) 2011-02-17 2014-07-08 Selman and Associates, Ltd. Method for acquiring and displaying in near real time gas analysis, well data collection, and other well logging data
US8775087B1 (en) 2011-02-17 2014-07-08 Selman and Associates, Ltd. System for acquiring and displaying in near real time gas analysis, well data collection, and other well logging data
CA2916490A1 (en) * 2011-08-16 2013-02-21 Gushor Inc. Reservoir sampling tools and methods
WO2013039485A1 (en) 2011-09-13 2013-03-21 Halliburton Energy Services, Inc. Measuring an adsorbing chemical in downhole fluids
US8876944B2 (en) 2012-01-13 2014-11-04 Baker Hughes Incorporated Downhole fluid separation system and method
US9228429B2 (en) * 2012-01-18 2016-01-05 Baker Hughes Incorporated Carbon dioxide content of natural gas from other physical properties
US9244047B2 (en) 2012-04-17 2016-01-26 Selman and Associates, Ltd. Method for continuous gas analysis
US9442218B2 (en) 2012-04-17 2016-09-13 Selman and Associates, Ltd. Gas trap with gas analyzer system for continuous gas analysis
US9441430B2 (en) 2012-04-17 2016-09-13 Selman and Associates, Ltd. Drilling rig with continuous gas analysis
GB2491443B (en) 2012-04-27 2013-12-18 Hrh Ltd Process
TWI654695B (zh) * 2012-12-06 2019-03-21 英福康公司 真空工具及測量該真空工具的客真空室中的氛圍的方法
US9599742B1 (en) 2013-01-17 2017-03-21 Selman and Associates, Ltd System for creating a near real time surface log
US9598949B1 (en) 2013-01-17 2017-03-21 Selman and Associates, Ltd System for creating a near real time surface log
US9625610B1 (en) 2013-01-17 2017-04-18 Selman and Associates, Ltd. System for creating a near real time surface log
US9063113B2 (en) 2013-01-29 2015-06-23 Baker Hughes Incorporated Thermal H2S detection in downhole fluids
CA2917410C (en) 2013-08-22 2019-01-15 Halliburton Energy Services, Inc. On-site mass spectrometry for liquid and extracted gas analysis of drilling fluids
WO2015026361A1 (en) 2013-08-22 2015-02-26 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling fluid analysis using time-of-flight mass spectrometry
US10415380B2 (en) 2013-10-01 2019-09-17 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Sample tank with integrated fluid separation
KR102211898B1 (ko) 2014-11-27 2021-02-05 삼성전자주식회사 노광 장치용 액체 누출 감지 장치 및 방법
JP6544744B2 (ja) * 2015-01-27 2019-07-17 国立研究開発法人物質・材料研究機構 多孔質材料または粒状材料を受容体層として有するセンサ
US9562430B1 (en) 2015-10-05 2017-02-07 Baker Hughes Incorporated Chemiresistive sensors for downhole tools
US9932825B1 (en) 2016-10-05 2018-04-03 Schlumberger Technology Corporation Gas chromatograph mass spectrometer for downhole applications
US10253624B2 (en) 2016-10-05 2019-04-09 Schlumberger Technology Corporation Methods of applications for a mass spectrometer in combination with a gas chromatograph
IT201600130566A1 (it) * 2016-12-23 2018-06-23 Eni Spa Apparecchiatura e metodo per la rimozione di idrocarburi da un corpo d'acqua
US11156084B2 (en) 2017-05-19 2021-10-26 Baker Hughes Holdings Llc Oil-Based Mud contamination estimate from physical properties
US11085294B2 (en) * 2018-11-30 2021-08-10 Halliburton Energy Services, Inc. Mud filtrate property measurement for downhole contamination assessment
US11573220B2 (en) 2018-12-31 2023-02-07 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Cataluminescence for downhole fluid analysis
US11513254B2 (en) 2019-01-10 2022-11-29 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Estimation of fracture properties based on borehole fluid data, acoustic shear wave imaging and well bore imaging
BR112021022594A2 (pt) * 2019-06-17 2022-01-04 Halliburton Energy Services Inc Ferramenta de amostragem de fluido para amostra de fluido de uma formação subterrânea, método para amostrar fluidos de formação e sistema de teste para medição de componente
CN114352191B (zh) * 2022-01-11 2023-11-21 北京三一智造科技有限公司 一种地层弱化预处理方法及成孔方法

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3929003A (en) * 1969-06-16 1975-12-30 Varian Associates Method and apparatus for detecing materials in a liquid
US3859851A (en) * 1973-12-12 1975-01-14 Schlumberger Technology Corp Methods and apparatus for testing earth formations
US4833915A (en) 1987-12-03 1989-05-30 Conoco Inc. Method and apparatus for detecting formation hydrocarbons in mud returns, and the like
GB2320588B (en) * 1995-08-30 1999-12-22 Baker Hughes Inc An improved electrical submersible pump and methods for enhanced utilization of electrical submersible pumps in the completion and production of wellbores
US6670605B1 (en) * 1998-05-11 2003-12-30 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for the down-hole characterization of formation fluids
GB2344365B (en) * 1998-12-03 2001-01-03 Schlumberger Ltd Downhole sampling tool and method
JP2001297729A (ja) * 2000-04-14 2001-10-26 Horiba Ltd メンブレンインレット質量分析計
JP2001307673A (ja) * 2000-04-19 2001-11-02 Horiba Ltd メンブレンインレット質量分析計
JP2001312993A (ja) * 2000-04-28 2001-11-09 Horiba Ltd メンブレンインレット質量分析計
GB2377952B (en) * 2001-07-27 2004-01-28 Schlumberger Holdings Receptacle for sampling downhole
WO2003050844A1 (en) * 2001-12-12 2003-06-19 Exxonmobil Upstream Research Company Method for measuring adsorbed and interstitial fluids
DE10216653A1 (de) * 2002-04-15 2003-11-06 Biotechnologie Kempe Gmbh Sonde zur Alkoholmessung in Flüssigkeiten
US7081615B2 (en) * 2002-12-03 2006-07-25 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for the downhole characterization of formation fluids

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102812201A (zh) * 2009-11-13 2012-12-05 马士基橄榄和气体公司 注入钻头
CN102812201B (zh) * 2009-11-13 2015-07-29 马士基橄榄和气体公司 注入钻头

Also Published As

Publication number Publication date
EA200601694A1 (ru) 2007-04-27
NO340188B1 (no) 2017-03-20
EA011219B1 (ru) 2009-02-27
NO20064342L (no) 2006-12-11
US7219541B2 (en) 2007-05-22
WO2005089399A2 (en) 2005-09-29
US20050205256A1 (en) 2005-09-22
EP1735524A2 (en) 2006-12-27
BRPI0508942A (pt) 2007-08-14
JP2007529745A (ja) 2007-10-25
WO2005089399A3 (en) 2006-01-26
CA2559937A1 (en) 2005-09-29
EP1735524A4 (en) 2012-03-28
BRPI0508942B1 (pt) 2016-12-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN1946920A (zh) 用于储层流体表征的井下流体分析用方法和装置
US7516654B2 (en) Method and apparatus for downhole detection of CO2 and H2S using resonators coated with CO2 and H2S sorbents
US7387021B2 (en) Method and apparatus for reservoir characterization using photoacoustic spectroscopy
US8797517B2 (en) PVT analysis of pressurized fluids
US8904859B2 (en) Detecting gas compounds for downhole fluid analysis
EP2824455B1 (en) System and method for logging isotope fractionation effects during mud gas logging
US8781747B2 (en) Method of determining parameters of a layered reservoir
EP2359130B1 (en) Determining formation fluid composition
US20070259433A1 (en) Measurement of formation rock properties by diffusion
US6290000B1 (en) Quantification of the characteristics of porous formations while drilling
US8113043B2 (en) Downhole fluid property chromatography
US20100050761A1 (en) Detecting gas compounds for downhole fluid analysis
US20220074303A1 (en) Determining reservoir fluid properties from downhole fluid analysis data using machine learning
US2414913A (en) Soil gas prospecting
Cadeau et al. On-line recovery system coupled to a Rock-Eval® device: An analytical methodology for characterization of liquid and solid samples
Dria et al. Membrane-based gas sensing for robust pay identification
Pixler Mud Analysis Logging
WO2021163359A1 (en) Characterization of polar species in reservoir fluids
Ghafarinia et al. Single sensor gas analysis using a microfluidic channel

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C02 Deemed withdrawal of patent application after publication (patent law 2001)
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication

Open date: 20070411