RU2010135336A - Способы и устройство для анализа градиентов состава на забое скважины и их применение - Google Patents
Способы и устройство для анализа градиентов состава на забое скважины и их применение Download PDFInfo
- Publication number
- RU2010135336A RU2010135336A RU2010135336/15A RU2010135336A RU2010135336A RU 2010135336 A RU2010135336 A RU 2010135336A RU 2010135336/15 A RU2010135336/15 A RU 2010135336/15A RU 2010135336 A RU2010135336 A RU 2010135336A RU 2010135336 A RU2010135336 A RU 2010135336A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- reservoir
- downhole
- measurement data
- analyzer
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 59
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract 32
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 6
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 6
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical group 0.000 claims 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 claims 2
- 239000001273 butane Substances 0.000 claims 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims 2
- 238000002224 dissection Methods 0.000 claims 2
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims 2
- 238000002798 spectrophotometry method Methods 0.000 claims 2
Classifications
-
- 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—Raw oil, drilling fluid or polyphasic mixtures
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Pathology (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
- Automatic Analysis And Handling Materials Therefor (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
Abstract
1. Способ получения характеристик представляющего интерес коллектора, содержащий следующие стадии: ! (a) получение первого образца текучей среды коллектора в первом пункте измерений в стволе скважины, пересекающем коллектор, представляющий интерес; ! (б) выполнение скважинного анализа текучей среды первого образца текучей среды коллектора для получения данных измерений скважинного анализатора текучей среды, характеризующих первый образец текучей среды коллектора; ! (в) прогнозирование компонентов состава и свойств текучей среды по глубине с использованием результатов скважинного анализа текучей среды на этапе (б); ! (г) получение второго образца текучей среды коллектора на втором пункте измерений в стволе скважины; ! (д) выполнение скважинного анализа текучей среды второго образца текучей среды коллектора для получения данных измерений скважинного анализатора текучей среды, относящихся ко второму образцу текучей среды коллектора; ! (ж) выведение прогнозных данных измерений скважинного анализатора текучей среды для текучей среды коллектора на втором пункте измерений в стволе скважины на основе прогнозного состава компонентов и свойств текучей среды по глубине на этапе (в); ! (з) сравнение данных измерений скважинного анализатора текучей среды на этапе (д) и прогнозных данных измерений скважинного анализатора текучей среды на этапе (ж); и ! (и) создание выходных данных для пользователя, характеризующих коллектор, представляющий интерес, на основе сравнения на этапе (з). !2. Способ по п.1, дополнительно содержащий повторение этапов (a)-(з) на множестве пар пунктов измерений в стволе скважины для создания выходн
Claims (20)
1. Способ получения характеристик представляющего интерес коллектора, содержащий следующие стадии:
(a) получение первого образца текучей среды коллектора в первом пункте измерений в стволе скважины, пересекающем коллектор, представляющий интерес;
(б) выполнение скважинного анализа текучей среды первого образца текучей среды коллектора для получения данных измерений скважинного анализатора текучей среды, характеризующих первый образец текучей среды коллектора;
(в) прогнозирование компонентов состава и свойств текучей среды по глубине с использованием результатов скважинного анализа текучей среды на этапе (б);
(г) получение второго образца текучей среды коллектора на втором пункте измерений в стволе скважины;
(д) выполнение скважинного анализа текучей среды второго образца текучей среды коллектора для получения данных измерений скважинного анализатора текучей среды, относящихся ко второму образцу текучей среды коллектора;
(ж) выведение прогнозных данных измерений скважинного анализатора текучей среды для текучей среды коллектора на втором пункте измерений в стволе скважины на основе прогнозного состава компонентов и свойств текучей среды по глубине на этапе (в);
(з) сравнение данных измерений скважинного анализатора текучей среды на этапе (д) и прогнозных данных измерений скважинного анализатора текучей среды на этапе (ж); и
(и) создание выходных данных для пользователя, характеризующих коллектор, представляющий интерес, на основе сравнения на этапе (з).
2. Способ по п.1, дополнительно содержащий повторение этапов (a)-(з) на множестве пар пунктов измерений в стволе скважины для создания выходных данных пользователя, характеризующих коллектор, представляющий интерес, на основе сравнения на этапе (з) для множества пар пунктов измерений.
3. Способ по п.1, в котором прогнозирование на этапе (в) включает в себя процесс распределения, характеризующий состав компонентов соответствующего образца.
4. Способ по п.1, в котором при прогнозировании на этапе (в) используют уравнения состояния для прогнозирования градиентов состава и свойств текучей среды по глубине.
5. Способ по п.1, в котором для скважинного анализа текучей среды на этапах (б) и (д) используют спектрофотометрию.
6. Способ по п.1, в котором измеренные и прогнозные данные измерений скважинного анализатора текучей среды включают в себя концентрации двуокиси углерода (CO2), метана (CH4), этана (C2H6) и алкановой группы С3-C5, включающей в себя пропан, бутан и пентан.
7. Способ по п.6, в котором измеренные и прогнозные данные измерений скважинного анализатора текучей среды дополнительно включают в себя концентрации кусков гексана и более тяжелых алкановых компонентов (C6+).
8. Способ по п.1, в котором измеренные и прогнозные данные измерений скважинного анализатора текучей среды включают в себя температуру, давление, реальную плотность текучей среды, газовый фактор, плотность в градусах АНИ, объемный коэффициент пласта и вязкость.
9. Способ по п.1, в котором выходные данные относятся к, по меньшей мере, одному из расчлененности и неравновесности коллектора.
10. Способ по п.1, в котором выходные данные относятся к, по меньшей мере, одному из сообщаемости слоев и равновесию коллектора.
11. Система для получения характеристик коллектора, представляющего интерес, содержащая скважинный инструмент для получения, по меньшей мере, первого и второго образца текучей среды коллектора на первом и втором пункте скважинных измерений в стволе скважины, пересекающем коллектор, представляющий интерес, содержащий скважинный анализатор для скважинного анализа текучей среды первого и второго образцов текучей среды коллектора для получения данных измерений скважинного анализатора текучей среды, характеризующих компоненты состава и свойства текучей среды первого и второго образцов текучей среды коллектора, средство прогнозирования данных измерений скважинного анализатора текучей среды, характеризующих компоненты состава и свойства текучей среды второго образца текучей среды коллектора на основе анализа данных измерений скважинного анализатора текучей среды, относящихся к первому образцу текучей среды коллектора, средство сравнения данных измерений скважинного анализатора текучей среды, созданных скважинным инструментом, как части анализа второго образца текучей среды коллектора и прогнозных данных измерений скважинного анализатора текучей среды, и средство для создания выходных данных пользователя, характеризующих коллектор, представляющий интерес, на основе сравнения средством сравнения.
12. Система по п.11, в которой действием скважинного инструмента, средства прогнозирования и средства сравнения управляют на множестве пар пунктов измерений для создания выходных данных пользователя, характеризующих коллектор, представляющий интерес, на основе сравнения средством сравнения для множества пар пунктов измерений.
13. Система по п.11, в которой средство прогнозирования использует способ распределения, характеризующий состав компонентов соответствующего образца.
14. Система по п.11, в которой средство прогнозирования использует уравнения состояния для прогнозирования состав компонентов и свойств текучей среды по глубине.
15. Система по п.11, в которой при скважинном анализе текучей среды скважинным анализатором используют спектрофотометрию.
16. Система по п.11, в которой измеренные и прогнозные данные скважинного анализатора текучей среды включают в себя концентрацию двуокиси углерода (CO2), метана (CH4), этана (C2H6) и алкановой группы С3-C5, включающей в себя пропан, бутан и пентан.
17. Система по п.16, в которой измеренные и прогнозные данные измерений скважинного анализатора текучей среды дополнительно включают в себя концентрации кусков гексана и более тяжелых алкановых компонентов (C6+).
18. Система по п.11, в которой измеренные и прогнозные данные измерений скважинного анализатора текучей среды включают в себя температуру, давление, реальную плотность текучей среды, газовый фактор, плотность в градусах АНИ, объемный коэффициент пласта и вязкость.
19. Система по п.11, в которой выходные данные относятся к, по меньшей мере, одному из расчлененности и неравновесности коллектора.
20. Система по п.11, в которой выходные данные относятся к, по меньшей мере, одному из сообщаемости слоев и равновесию коллектора.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US2312908P | 2008-01-24 | 2008-01-24 | |
| US61/023,129 | 2008-01-24 | ||
| US12/210,461 | 2008-09-15 | ||
| US12/210,461 US7822554B2 (en) | 2008-01-24 | 2008-09-15 | Methods and apparatus for analysis of downhole compositional gradients and applications thereof |
| PCT/IB2008/055437 WO2009093105A1 (en) | 2008-01-24 | 2008-12-18 | Methods and apparatus for analysis of downhole compositional gradients and applications thereof |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010135336A true RU2010135336A (ru) | 2012-02-27 |
| RU2478955C2 RU2478955C2 (ru) | 2013-04-10 |
Family
ID=40626968
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010135336/15A RU2478955C2 (ru) | 2008-01-24 | 2008-12-18 | Способы и устройство для анализа градиентов состава на забое скважины и их применение |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7822554B2 (ru) |
| EP (1) | EP2240767B1 (ru) |
| AU (1) | AU2008348639B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0822191A2 (ru) |
| CA (1) | CA2712798C (ru) |
| MX (1) | MX2010007996A (ru) |
| MY (1) | MY154766A (ru) |
| RU (1) | RU2478955C2 (ru) |
| WO (1) | WO2009093105A1 (ru) |
Families Citing this family (60)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20100132450A1 (en) * | 2007-09-13 | 2010-06-03 | Pomerantz Andrew E | Methods for optimizing petroleum reservoir analysis |
| WO2009075945A1 (en) | 2007-12-13 | 2009-06-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Parallel adaptive data partitioning on a reservoir simulation using an unstructured grid |
| US7996154B2 (en) * | 2008-03-27 | 2011-08-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for analysis of downhole asphaltene gradients and applications thereof |
| US8825408B2 (en) | 2008-06-13 | 2014-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Using models for equilibrium distributions of asphaltenes in the prescence of GOR gradients to determine sampling procedures |
| US8548743B2 (en) * | 2009-07-10 | 2013-10-01 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus to monitor reformation and replacement of CO2/CH4 gas hydrates |
| US8996346B2 (en) | 2009-07-13 | 2015-03-31 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for characterization of petroleum fluid and application thereof |
| BR112012005310A2 (pt) * | 2009-09-11 | 2016-03-22 | Prad Res & Dev Ltd | método para caracterizar fluido de petroleo em um reservatório atravessado por ao menos um furo de poço |
| WO2011066021A1 (en) | 2009-11-30 | 2011-06-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Adaptive newton's method for reservoir simulation |
| US8271248B2 (en) | 2010-04-01 | 2012-09-18 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for characterization of petroleum fluids and applications thereof |
| US9442217B2 (en) | 2010-04-21 | 2016-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for characterization of petroleum reservoirs employing property gradient analysis of reservoir fluids |
| US9134454B2 (en) | 2010-04-30 | 2015-09-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for finite volume simulation of flow |
| WO2011138700A2 (en) | 2010-05-07 | 2011-11-10 | Schlumberger Canada Limited | Methods for characterizing asphaltene instability in reservoir fluids |
| EP2556213A1 (en) | 2010-05-21 | 2013-02-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole spectroscopic detection of carbon dioxide and hydrogen sulfide |
| US10083254B2 (en) | 2010-06-15 | 2018-09-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for stabilizing formulation methods |
| WO2012015518A2 (en) | 2010-07-29 | 2012-02-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for machine-learning based simulation of flow |
| EP2599032A4 (en) | 2010-07-29 | 2018-01-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for reservoir modeling |
| EP2599029A4 (en) | 2010-07-29 | 2014-01-08 | Exxonmobil Upstream Res Co | METHODS AND SYSTEMS FOR AUTOMATIC LEARNING FLOW SIMULATION |
| US8805614B2 (en) * | 2010-08-31 | 2014-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole sample analysis method |
| US9535187B2 (en) | 2010-09-02 | 2017-01-03 | Schlumberger Technology Corporation | Device and method to determine conductivity for high pressure-high temperature service |
| US9194974B2 (en) | 2010-09-02 | 2015-11-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method to predict dense hydrocarbon saturations for high pressure high temperature |
| BR112013002114A2 (pt) | 2010-09-20 | 2016-05-17 | Exxonmobil Upstream Res Co | formulações flexíveis e adaptáveis para simulações de reservatório complexas |
| WO2012042397A2 (en) | 2010-09-28 | 2012-04-05 | Schlumberger Canada Limited | Methods for reservoir evaluation employing non-equilibrium compositional gradients |
| US20120158337A1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-06-21 | Anil Singh | Method and Integrated System for Improving Data and Service Quality with Respect to Measurement and Analysis of Reservoir Fluid Samples |
| US10534871B2 (en) * | 2011-03-09 | 2020-01-14 | Schlumberger Technology Corporation | Method and systems for reservoir modeling, evaluation and simulation |
| US9507047B1 (en) | 2011-05-10 | 2016-11-29 | Ingrain, Inc. | Method and system for integrating logging tool data and digital rock physics to estimate rock formation properties |
| CN103959233B (zh) | 2011-09-15 | 2017-05-17 | 埃克森美孚上游研究公司 | 在执行eos计算的指令受限算法中最优化矩阵和向量运算 |
| WO2013109716A1 (en) | 2012-01-18 | 2013-07-25 | Schlumberger Canada Limited | Method for characterization of hydrocarbon reservoirs |
| US9416647B2 (en) | 2012-01-31 | 2016-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for characterization of hydrocarbon reservoirs |
| US9416656B2 (en) | 2012-06-08 | 2016-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Assessing reservoir connectivity in hydrocarbon reservoirs |
| AU2013324162B2 (en) | 2012-09-28 | 2018-08-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fault removal in geological models |
| US9074460B2 (en) * | 2013-01-18 | 2015-07-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method of analyzing a petroleum reservoir |
| US10989835B2 (en) | 2013-01-25 | 2021-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for calculating and evaluating value of information for reservoir fluid models derived from DFA tool data |
| ES2664411T3 (es) | 2013-03-15 | 2018-04-19 | Suncor Energy Inc. | Composiciones herbicidas |
| US10088597B2 (en) * | 2013-08-27 | 2018-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Determining phase behavior of a reservoir fluid |
| US10228325B2 (en) | 2013-10-04 | 2019-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole fluid analysis method and apparatus for determining viscosity |
| US10345481B2 (en) | 2013-12-30 | 2019-07-09 | Schlumberger Technology Corporation | Asphaltene gradient modeling methods |
| US9581014B2 (en) | 2014-01-27 | 2017-02-28 | Schlumberger Technology Corporation | Prediction of asphaltene onset pressure gradients downhole |
| US10605797B2 (en) * | 2014-02-12 | 2020-03-31 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid analysis methods and apparatus for determining gas-oil ratio |
| WO2015138810A1 (en) * | 2014-03-12 | 2015-09-17 | Landmark Graphics Corporation | Simplified compositional models for calculating properties of mixed fluids in a common surface network |
| US10126214B1 (en) * | 2014-07-21 | 2018-11-13 | Mayeaux Holding, Llc | Wet gas sampling system and method therefore |
| EP3175265A1 (en) | 2014-07-30 | 2017-06-07 | ExxonMobil Upstream Research Company | Method for volumetric grid generation in a domain with heterogeneous material properties |
| WO2016069170A1 (en) | 2014-10-31 | 2016-05-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods to handle discontinuity in constructing design space for faulted subsurface model using moving least squares |
| WO2016069171A1 (en) | 2014-10-31 | 2016-05-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Handling domain discontinuity in a subsurface grid model with the help of grid optimization techniques |
| US10330665B2 (en) | 2014-11-05 | 2019-06-25 | Schlumberger Technology Corporation | Evaluating reservoir oil biodegradation |
| US10100638B2 (en) * | 2014-11-20 | 2018-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for reservoir evaluation employing non-equilibrium asphaltene component |
| WO2016093842A1 (en) | 2014-12-11 | 2016-06-16 | Schlumberger Canada Limited | Analyzing reservoir using fluid analysis |
| US9458715B2 (en) | 2014-12-16 | 2016-10-04 | Schlumberger Technology Corporation | Determining the plus fraction of a gas chromatogram |
| US9664665B2 (en) | 2014-12-17 | 2017-05-30 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid composition and reservoir analysis using gas chromatography |
| EP3350591B1 (en) * | 2015-09-15 | 2019-05-29 | ConocoPhillips Company | Phase predictions using geochemical data |
| EP3559401B1 (en) | 2016-12-23 | 2023-10-18 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Method and system for stable and efficient reservoir simulation using stability proxies |
| WO2018231252A1 (en) | 2017-06-16 | 2018-12-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Quantifying contamination of downhole samples |
| US10718747B2 (en) * | 2017-06-23 | 2020-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Detection of inorganic gases |
| US10830040B2 (en) | 2017-10-10 | 2020-11-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Field-level analysis of downhole operation logs |
| US10859730B2 (en) * | 2018-01-25 | 2020-12-08 | Saudi Arabian Oil Company | Machine-learning-based models for phase equilibria calculations in compositional reservoir simulations |
| WO2019210403A1 (en) * | 2018-04-30 | 2019-11-07 | Suncor Energy Inc. | Macrocyclic tetrapyrrole compounds, compositions and methods for increasing abiotic stress resistance in plants |
| CN109854228B (zh) * | 2019-02-28 | 2023-03-28 | 东华理工大学 | 一种石油勘探用便于控制的地球物理测井仪 |
| US11459881B2 (en) | 2020-05-26 | 2022-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optical signal based reservoir characterization systems and methods |
| CN112230304B (zh) * | 2020-09-29 | 2023-08-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油气藏勘探方法和装置 |
| US11525356B1 (en) * | 2021-12-08 | 2022-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Identifying types of contaminations of drilling fluids for a drilling operation |
| US11939866B2 (en) * | 2022-07-06 | 2024-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Property mapping by analogy |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3859851A (en) | 1973-12-12 | 1975-01-14 | Schlumberger Technology Corp | Methods and apparatus for testing earth formations |
| US4994671A (en) | 1987-12-23 | 1991-02-19 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for analyzing the composition of formation fluids |
| US5167149A (en) | 1990-08-28 | 1992-12-01 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for detecting the presence of gas in a borehole flow stream |
| US5201220A (en) | 1990-08-28 | 1993-04-13 | Schlumberger Technology Corp. | Apparatus and method for detecting the presence of gas in a borehole flow stream |
| US5331156A (en) | 1992-10-01 | 1994-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method of analyzing oil and water fractions in a flow stream |
| US5266800A (en) | 1992-10-01 | 1993-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method of distinguishing between crude oils |
| US6467340B1 (en) | 1999-10-21 | 2002-10-22 | Baker Hughes Incorporated | Asphaltenes monitoring and control system |
| FR2811430B1 (fr) | 2000-07-10 | 2002-09-06 | Inst Francais Du Petrole | Methode de modelisation permettant de predire en fonction du temps la composition detaillee de fluides porudits par un gisement souterrain en cours de production |
| US7249009B2 (en) | 2002-03-19 | 2007-07-24 | Baker Geomark Llc | Method and apparatus for simulating PVT parameters |
| US7081615B2 (en) | 2002-12-03 | 2006-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for the downhole characterization of formation fluids |
| US7526953B2 (en) | 2002-12-03 | 2009-05-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for the downhole characterization of formation fluids |
| US7379819B2 (en) | 2003-12-04 | 2008-05-27 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir sample chain-of-custody |
| US7305306B2 (en) * | 2005-01-11 | 2007-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | System and methods of deriving fluid properties of downhole fluids and uncertainty thereof |
| US7277796B2 (en) * | 2005-04-26 | 2007-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | System and methods of characterizing a hydrocarbon reservoir |
| US7644611B2 (en) * | 2006-09-15 | 2010-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole fluid analysis for production logging |
| US7711486B2 (en) * | 2007-04-19 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | System and method for monitoring physical condition of production well equipment and controlling well production |
| US7996154B2 (en) * | 2008-03-27 | 2011-08-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for analysis of downhole asphaltene gradients and applications thereof |
-
2008
- 2008-09-15 US US12/210,461 patent/US7822554B2/en active Active
- 2008-12-18 MX MX2010007996A patent/MX2010007996A/es active IP Right Grant
- 2008-12-18 WO PCT/IB2008/055437 patent/WO2009093105A1/en active Application Filing
- 2008-12-18 AU AU2008348639A patent/AU2008348639B2/en not_active Ceased
- 2008-12-18 MY MYPI2010003469A patent/MY154766A/en unknown
- 2008-12-18 RU RU2010135336/15A patent/RU2478955C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-12-18 EP EP08871311.0A patent/EP2240767B1/en not_active Not-in-force
- 2008-12-18 BR BRPI0822191-0A patent/BRPI0822191A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2008-12-18 CA CA2712798A patent/CA2712798C/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2240767B1 (en) | 2016-02-17 |
| WO2009093105A1 (en) | 2009-07-30 |
| US20090235731A1 (en) | 2009-09-24 |
| US7822554B2 (en) | 2010-10-26 |
| CA2712798C (en) | 2013-05-21 |
| MY154766A (en) | 2015-07-15 |
| BRPI0822191A2 (pt) | 2015-06-23 |
| RU2478955C2 (ru) | 2013-04-10 |
| CA2712798A1 (en) | 2009-07-30 |
| EP2240767A1 (en) | 2010-10-20 |
| AU2008348639A1 (en) | 2009-07-30 |
| AU2008348639B2 (en) | 2013-01-10 |
| MX2010007996A (es) | 2010-08-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2010135336A (ru) | Способы и устройство для анализа градиентов состава на забое скважины и их применение | |
| US7920970B2 (en) | Methods and apparatus for characterization of petroleum fluid and applications thereof | |
| AU2014329845B2 (en) | Methods for estimating resource density using raman spectroscopy of inclusions in shale resource plays | |
| RU2493366C2 (ru) | Геохимическое исследование добычи газа из низкопроницаемых газовых месторождений | |
| RU2395685C1 (ru) | Способы и устройство для анализа скважинных асфальтеновых градиентов и их применение | |
| US10012764B2 (en) | System and method for determining retained hydrocarbon fluid | |
| EP3622331B1 (en) | Methods for using isotopic signatures to determine characteristics of hydrocarbon sources | |
| RU2014133716A (ru) | Способ получения характеристик углеводородных пласт-коллекторов | |
| RU2004130852A (ru) | Способ и устройство для моделирования pvt-параметров | |
| NO344690B1 (no) | Fremgangsmåter for reservoarevaluering ved hjelp av ikke-likevektige sammensetningsgradienter | |
| Sun et al. | A review on simulation models for exploration and exploitation of natural gas hydrate | |
| CN101566061A (zh) | 用于地层流体的井下特征化的方法和设备 | |
| Wang | Pressure transient analysis of fractured wells in shale reservoirs | |
| Yu et al. | Estimating lost gas content for shales considering real boundary conditions during the core recovery process | |
| US20160273353A1 (en) | Determining formation gas composition during well drilling | |
| CN112012727A (zh) | 获得气相有效渗透率的方法及储层产能的预测方法 | |
| Alakeely et al. | Application o f artificial intelligence for fluid typing using calibrated compositional data | |
| Zhumakhanova | CO2 injection for enhanced oil and gas recovery and its role in carbon storage and utilization in unconventional reservoirs | |
| Chen et al. | A method for evaluating resource potential and oil mobility in liquid-rich shale plays—An example from upper Devonian Duvernay formation of the Western Canada Sedimentary Basin | |
| RU2577801C2 (ru) | Способ геохимического тестирования локальных объектов при прогнозе нефтегазоносности | |
| GB2608414A (en) | Mud-gas analysis for mature reservoirs | |
| 曹高辉 et al. | A New Gas-Content-Evaluation Method for Organic-Rich Shale Using the Fractionation of Carbon Isotopes of Methane | |
| Bustin et al. | Quantification of the gas-and liquid-in-place and flow characteristics of shale and other fine-grained facies in northeastern British Columbia | |
| Komai | Methane Hydrates R&D in Japan: Progress in MH21 National Project |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171219 |