Способ измерения концентрации пластовых флюидов в буровом растворе

 

Применение: для оценки качества пласта в процессе бурения нефтяной или газовой скважины, в частности определения состава и объема извлекаемых углеводородов. Сущность изобретения: способ измерения концентрации пластовых флюидов в буровом растворе, выходящем из ствола скважины в процессе бурения, содержит добавление и поддержание регулируемой концентрации заданного постороннего вещества в буровом растворе. По меньшей мере часть определенного пластового флюида и часть заданного постороннего вещества экстрагируют и измеряют пропорционально их концентрации в буровом растворе. Определяют концентрацию пластового флюида путем умножения величины измеренного количества экстрагированного пластового флюида на величину регулируемой концентрации заданного постороннего вещества, деленную на измеренную величину количества экстрагированного заданного постороннего вещества. В процессе измерения концентрации текучих сред в буровом растворе, выходящем из ствола скважины в процессе бурения, для непрерывного обеспечения качества измерения часть экстрагированной и измеренной заданной посторонней текучей среды идентифицируют в течение всего времени в количестве, согласующемся с регулируемой концентрацией, которое показывает, что процессы экстрагирования и измерения выполняются надлежащим образом. 2 с. и 10 з. п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области бурения, в частности к способу определения концентрации пластовых флюидов в буровом растворе.

Одна из главных задач при оценке пласта состоит в определении состава и объема извлекаемых углеводородов в любом заданном пласте. Информация о свойствах пластовых флюидов, освобождаемых или попадающих в буровой раствор при бурении, может оказаться чрезвычайно полезной при проведении такой оценки.

При обычной операции бурения нефтяной или газовой скважины буровой раствор закачивается из свободного бака на поверхности вниз через внутреннюю часть бурильной колонны (бурового става), через отверстия в буровой коронке. По мере продолжения бурения за счет своего режущего и разрушающего действия буровая коронка отделяет буровой шлам и выпускает пластовые флюиды из пласта. Этот освобожденный буровой шлам и пластовые флюиды диспергируются в буровом растворе и выносятся на поверхность через кольцевое пространство стенкой ствола скважины и бурильной колонной за счет действия насоса.

На поверхности эту смесь обрабатывают так, чтобы ее можно было повторно использовать в качестве бурового раствора. Как правило, часть бурового шлама удаляют за счет улавливания сетчатыми фильтрами и отстаивания. При необходимости часть пластовых флюидов удаляют. Оставшуюся смесь возвращают в сборные баки, при необходимости подвергают дальнейшей химической и механической обработке и используют повторно.

В целях оценки пласта выполняется периодический анализ части возвращающейся смеси, когда она выходит на поверхность. Проводится оценка бурового шлама и пластовых флюидов, особенно газообразных и жидких углеводородов, и соотнесение оценки с глубиной залегания (см. патент США N 2214674 (1940) на имя Hayward).

Рационально, что только что отделенный буровой шлам и соответствующий буровой раствор попадают на поверхность не сразу. Задержка или запаздывание от коронки до поверхности может быть выражено в единицах времени или объема. В ряде патентов показано введение "следящих" или "маркирующих" веществ в буровой раствор для измерения запаздывания. Карбид кальция, часто используемый в качестве следящего вещества, при соединении с водой образует ацетилен. Для лучшего моделирования бурового шлама используют много других веществ, таких как рис, попкорн и битое стекло (см. патент США N 2414246 на имя Smith (1942), патент США N 3155176 на имя Bennett, 1964, патент США N 4401169 на имя Neshyba, 1983, патент США N 4708212 на имя Mc Auley и др. 1987, и патент США N 4807469 на имя Hall, 1989).

Обычно эти следящие вещества добавляют в тот момент, когда операция бурения приостановлена и когда к буровому стану подсоединяют дополнительную трубу. Есть случаи, когда такие следящие вещества использовать нельзя вследствие риска возможного повреждения дорогих инструментов в нисходящих скважинах.

Традиционно существенное увеличение концентрации содержащих углеводороды газов и жидкостей в буровом растворе описывается с использованием качественного термина "газопроявление" или "нефтепроявление". Эти качественные термины субъективно трактуются теми, кто собирает и интерпретирует информацию.

Были предприняты значительные усилия в разработке способов и оборудования для оценки "газопроявлений" при операциях бурения. В патенте США N 2489180 на имя Hayward показано, как естественным образом отделяющиеся насыщенные газы из возвращающегося бурового раствора могут быть собраны на поверхности и подвергнуты измерениям с помощью средств, способных реагировать на газы.

Признавая, что некоторое количество газа может быть захвачено в буровом растворе, в патенте США N 2704658 (1955) Cordon раскрывает, как можно использовать механический перемешиватель для бурового раствора с целью высвобождения по меньшей мере части газов из бурового раствора. Различные модификации этого устройства широко используются в настоящее время.

Когда газы экстрагированы, они отсасываются с помощью вакуумного насоса в лабораторию на буровой площадке, где пробы из этого потока анализируются для определения состава и концентрации. Эффективность работы экстрактора и скорость, с которой проба откачивается из экстрактора, влияют на концентрацию газов в пробе.

Эффективность и устойчивость экстрагирования газов широко варьируются при работе и в зависимости от конструкции. Конструкция лопасти перемешивателя, скорость вращения, уровень погружения в буровой раствор, объем обрабатываемого раствора, температура бурового раствора, продолжительность обработки в экстракте, скорость откачки пробы и другие факторы влияют на изменение эффективности и устойчивости экстрагирования. Понимая, что это представляет собой проблему, в патенте США N 4887464 (1989) Tannenbaum и др. показывают использование экстрактора с вращающимися дисками с целью попытки установить контроль над этими изменениями.

Помимо эффективности экстрагирования, ряд других комплексных и динамических переменных влияет на соотношение между оценками флюидов, выполненными на поверхности, и содержанием флюидов в пласте. Среди этих переменных параметры бурения, способы изменений, перепады давлений в нисходящих скважинах, температуры, свойства флюидов, системы отбора проб и другие. В патенте США N 4635735 на имя Crownover (1987), патенте США N 4765182 на имя Boone (1988) и патенте США N 4887464 на имя Tannenbaum и др. установлено, что есть необходимость точно отслеживать ряд параметров и учитывать их влияние на измеренный объем пластовых флюидов на поверхности, чтобы соотнести их с параметрами флюидов в пласте.

Короче говоря, не все параметры, влияющие на экстрагирование газа и измерения, регулируются или отслеживаются. Информация о газах в буровом растворе часто является неточной, непостоянной и ошибочной, что приводит к ограничению использования данных по замерам газов на поверхности при оценке пласта. Следовательно, упускаются продуктивные зоны, и впустую расходуются ресурсы на проверку непродуктивных зон.

Настоящее изобретение имеет ряд целей и преимуществ, среди которых: а) разработка способа измерения концентрации пластовых флюидов в буровом растворе, не вызывающего необходимости точного измерения эффективности экстрактора газов; б) разработка способа измерения концентрации пластовых флюидов в буровом растворе, не вызывающего необходимости точного измерения величины или расхода бурового раствора, обрабатываемого в экстракторе; в) разработка способа измерения концентрации пластовых флюидов в буровом растворе, не вызывающего необходимости точного измерения скорости откачки отделенных газов из экстрактора газов; г) использование результатов измерений концентрации газов в буровом растворе вместе с данными о скорости бурения и производительности насоса для расчета содержания флюидов в пласте; д) разработка метода контроля качества для обеспечения надлежащего функционирования системы экстрагирования и обнаружения газов; е) разработка способа ввода следящего вещества для определения запаздывания в буровой раствор, не вызывающего необходимости остановки процесса бурения; ж) разработка способа ввода следящего вещества для определения запаздывания в буровой раствор без повреждения инструментов в нисходящей скважине.

В качестве других целей и преимуществ можно отметить то, что данный способ упрощает сложные измерения и может быть легко понят. Его можно реализовать, используя существующее оборудование при минимальных дополнительных затратах.

Далее приводится описание разработанного способа измерения концентрации пластовых флюидов в буровом растворе. В буровой раствор добавляют постороннее вещество (газ, жидкость или суспензию) и непрерывно поддерживают заданную и постоянную концентрацию этого вещества. Это вещество становится "текучей средой сравнения" по принятой терминологии, а способ называется "сравнением".

Идеальная "текучая среда сравнения" отличается тем, что она является инородной (не присущей) по отношению к системе и не реагирует химически или физически внутри системы непредсказуемым образом. Идеальная "текучая среда сравнения" ведет себя аналогично другим текучим средам, измеряемым в процессе экстрагирования и измерения. Кроме того, идеальная "текучая среда сравнения" должна обладать такими свойствами, чтобы можно было точно определить именно ее количество наряду с другими компонентами, представляющими интерес в процессе обнаружения.

Когда пластовые флюиды и текучая среда сравнения попадают на поверхность, их экстрагируют и измеряют. Используя экстрагирование и процесс обнаружения, при которых измеряют пластовый флюид и текучую среду сравнения пропорционально их соответствующим концентрациям в буровом растворе, концентрацию пластового флюида в буровом растворе рассчитывают следующим образом: F_c F_m · (R_c/R_m), где
F_c концентрация пластового флюида в буровом растворе;
F_m измеренное количество пластового флюида;
R_c концентрация текучей среды сравнения в буровом растворе;
R_m измеренное количество текучей среды сравнения.

Следующее преимущество изобретения состоит в обеспечении гарантии качественной работы системы измерения. Если "текучая среда сравнения" постоянно имеется в наличии и ее можно обнаружить, это гарантирует то, что система измерения работает надлежащим образом.

Другим признаком изобретения является использование "текучей среды сравнения" в качестве следящего вещества для определения "запаздывания" путем мгновенного изменения ее концентрации в буровом растворе. Это приводит к тому, что больше нет необходимости останавливать процесс или вводит твердые предметы в бурильную колонну.

Другие цели, особенности, признаки и преимущества изобретения станут очевидными для специалистов в данной области при рассмотрении нижеследующего подробного описания изобретения и сопровождающих графических материалов.

На фиг. 1 дано схематическое изображение операции бурения скважины и соответствующего оборудования для обработки бурового раствора, с помощью которого реализуется данное изобретение; на фиг. 2 график или диаграмма геофизических исследований скважины, показывающая измерения на поверхности, относящиеся к интервалу (глубины) ствола скважины, включая данные по ацетилену, применяемому в качестве "текучей среды сравнения", и определенным пластовым флюидам, представляющим собой легкие углеводороды (01-05).

Схематичное изображение варианта реализации способа измерения показано на фигю1, где текучая среда 64 сравнения подается в типовой процесс 10 бурения.

При типовой операции 10 бурения буровая коронка 84 бурит ствол 82 скважины в земле 20. Буровой раствор 70 применяется в различных хорошо известных целях, включая удаление и транспортировку отделенного бурового шлама 68 и пластовых флюидов от буровой коронки к поверхности.

Буровая установка, состоящая из опорной конструкции 22, основания 24 буровой установки и башенной вышки 42, устанавливается над стволом 82 скважины. Расположенные на буровой установке двигатель 26, кронблок 38, талевый блок 36 и трос 40 образуют средство для подъема и опускания крюка 43, вертлюга 32, бурового става 30 и буровой коронки 84 в кондуктор 80 и ствол 82 скважины и из них. Имеющая внутренние шлицевые пазы вращающаяся гильза 28 входят в контакт со шлицами на верхней части бурового става 30 и содержит приспособления, заставляющие буровой став 30 и буровую коронку 84 вращаться.

Буровой насос 78 всасывает буровой раствор 70 из бака 72 для бурового раствора через всасывающую магистраль 76 насоса и закачивает его через стояк 46, шланг 44, вертлюг 32 и буровой став 30 к буровой коронке 84. Буровой раствор 70 выходит из отверстий в буровой коронке 84 и вымывает отделенный буровой шлам и пластовые флюиды с поверхности резания и выносит их на поверхность через кольцевое пространство между буровым ставом 30 и стволом 82 скважины и кондуктором 80.

Когда буровой раствор 70 выходит на поверхность, его направляют через магистраль 50 возврата к корпусу 56 коллектора и сетчатому фильтру 58. Сетчатый фильтр 58 отделяет по меньшей мере часть бурового шлама 68 от бурового раствора 70. Затем буровой раствор 70 возвращают в бак 72 для бурового раствора для обработки и повторного использования.

Средством для определения глубины служит датчик 48 глубины средством для определения производительности насоса датчик 52 производительности насоса, средством для анализа возвращаемого бурового раствора анализатор 54 вращаемого бурового раствора и средством для анализа подаваемого бурового раствора анализатор 74 подаваемого бурового раствора.

Используя регулятор 62 текучей среды сравнения, добавляют регулируемое количество текучей среды 64 сравнения из бака 66 для текучей среды сравнения через магистраль 60 для текучей среды сравнения в буровой раствор 70 во всасывающей магистрали 76.

На фиг. 2 показан график или диаграмма 110 геофизических исследований скважины, изображающая данные различных измерений газов на поверхности на интервале (глубины) ствола скважины. Эти измерения были выполнены для углеводородных газов с низкой молекулярной массой, экстрагированных в анализаторе 54 возвращаемого бурового раствора, используя газовый хроматограф, и с учетом "запаздывания" по отношению к соответствующей глубине, используя датчик 48 глубины и датчик 52 производительности насоса. Показаны измерения ацетилена, используемого в качестве "текучей среды сравнения", как правило, в диапазоне от 50 до 70 миллионов долей. Эти измерения в "миллионных долях" представляют собой содержание углеводородов в воздухе после экстрагирования из бурового раствора.

Как показано на фиг. 1, текучую среду 64 сравнения добавляют к буровому раствору 70 во всасывающей магистрали 76 в регулируемой концентрации, которая регулируется регулятором 62 текучей среды сравнения, используя непрерывные сигналы от датчика 52 производительности насоса. В зависимости от времени существования или скорости рассеивания текучей среды 64 сравнения внутри системы также могут быть использованы данные от дополнительного (не обязательно применяемого) анализатора (74) подаваемого бурового раствора, предназначенного для анализа повторно используемой текучей среды 64, сравнения, причем эти данные используются для поддержания концентрации при применении регулятора 62 текучей среды сравнения.

Как показано на фиг. 2, в качестве текучей среды сравнения можно использовать ацетилен. Смесь ацетилена и бурового раствора 70 перемещается через буровой став 30 к буровой коронке 84, где буровой шлам и пластовые флюиды отделяются от пласта и поступают в смесь. Затем эта смесь перемещается вверх через кольцевое пространство между буровым ставом 30 и стенкой ствола 82 скважины к поверхности, где устройство для экстрагирования газов (специальный тип анализатора 54 возвращаемого бурового раствора) выделяет часть ацетилена и легких углеводородов из бурового раствора пропорционально их концентрации. Эти газы поступают в камеру в экстракторе газов и смешиваются со свежим воздухом или транспортирующим газом. Смесь воздуха и углеводородов откачивается из камеры вакуумным насосом в расположенную рядом лабораторию для анализа. Проба этого потока газа анализируется с использованием газового хроматографа и с учетом "запаздывания" по отношению к глубине, используя датчик 48 глубины и датчик 52 производительности насоса, в результате получаются данные, которые могут быть представлены графически, как показано на фиг.2.

Разработанный способ сравнения допускает по меньшей мере три различных режима работы. Первый режим определение количества пластовых флюидов в буровых растворах.

На фиг. 2, показанном в качестве примера, видно, что в качестве текучей среды сравнения при бурении данной скважины использовали ацетилен. Ацетилен вводился для поддерживания его концентрации в 25 см³ при стандартных (нормальных) температуре и давлении) на 1 баррель (0,158987 м³ ) бурового раствора. Текучую среду 64 сравнения можно было бы вводить в магистраль 50 возврата вместо всасывающей магистрали 76.

Измерения газов при (глубине) 7650 показывают содержание ацетилена 50 миллионных долей, метана 30000 миллионных долей. Принимая, что ацетилен и метан в основном не склонны к взаимодействию с другими компонентами бурового раствора, а экстрактор газов выделяет ацетилен и метан в той же пропорции, в которой их соответствующие концентрации содержаться в буровом растворе, получают
F_c/F_m R_c/R_m
или
F_c F_m · (R_c/R_m),
где F_с концентрация пластового флюида в уровом растворе;
F_m измеренное количество пластового флюида;
R_c концентрация текучей среды сравнения в буровом растворе;
R_m измеренное количество текучей среды сравнения.

Подставляя (данные) в вышеприведенное уравнение, получают:
30000 миллионных долей · (25 см³/баррель/50 миллионных долей) 15000 см³/баррель.

Зная производительность насоса от датчика 52, производительность насоса и скорость бурения, используя датчик 48 глубины, а также вышеприведенную концентрацию, можно рассчитать количество метана, выделяемого на каждый фут (30, 48 см) глубины бурения. Для данного конкретного интервала в один фут производительность насоса составляла 4, 5 барреля в минуту, а скорость бурения составляла 2,5 мин на фут. Количество метана в буровом растворе при бурении на глубину одного фута в вышеприведенном составляет: 15000 см³/баррель · 4,5 баррель/мин · 0,80 мин/фут 54000 см³/фут.

Принимая, что 54000 см³ метана были высвобождены из объема скважины в один фут (это количество получено не из открытого пласта или не используется повторно в качестве фона) можно выполнить оценку пористости. Используя оценки при нормальных давлении и температуре, было подсчитано, что 54000 см³ метана на поверхности характеризуют объем в 250 см³ метана при давлении и температуре пласта. При диаметре коронки, равном 8,75 (8,75 · 54 см), объем ствола скважины на один линейный фут составляет 11822 кубических сантиметра. Расчет пористости в процентах дает: 100 · 250 см³ метана/11822 см³ пласта, или приблизительно 2,1% пласта составляет метан.

Количество каждого газа может быть подсчитано отдельно, а результаты могут быть просуммированы для выдачи значения газонасыщенной пористости.

Важно принять во внимание предположения, сделанные в вышеприведенном описании. Ацетилен не является идеальной текучей средой сравнения. Вышеприведенные расчеты базируются на идеальных и упрощенных условиях с целью облегчения понижения. В реальных условиях ацетилен реагирует как химически, так и физически с буровым раствором. Буровой раствор, как правило, используется повторно, периодически унося с собой фон (остаток) ранее высвобожденных (из пласта) углеводородов и текучей среды сравнения. Кроме того, предлагается, что ацетилен экстрагируется пропорционально аналогично метану и другим газом, представляющим интерес. Но это может быть не так. Можно ввести поправочные коэффициенты для учета реальных различий. Для обработки определенных групп флюидов в буровой раствор можно добавить дополнительные текучие среды сравнения. С целью повышения точности оценки эти факторы должны рассматриваться и учитываться для реальных условий.

Второй режим обеспечение качества.

Во время процесса бурения скважины этот процесс неоднократно прерывается. Например, бурение прерывают для добавления дополнительных отрезков бурильной трубы к буровому стану 30. Часто выполняются ремонтные работы и операции по техническому обслуживанию. В различных целях изменяют производительность бурового насоса. Магистраль для проб от экстрактора газов к газовому хроматографу может примерзнуть или разрушаться.

Разработанный способ сравнения обеспечивает средство контроля качества путем гарантирования того, что система всегда имеет точно отмеренное количество "текучей среды сравнения" для оценки. Например, как показано на фиг. 2, измерения количества газов на (глубине) 7607 и 7622 аналогичны по характеру за исключением ацетиленовой текучей среды сравнения. Снижение измеренных величин на глубине 7607 обусловлено тем, что измерение производится вскоре после того, как буровой насос начинает подавать рециркулирующий буровой раствор через экстрактор для газов после перерыва для подсоединения бурильной трубы. То же самое происходит на глубине 7679 и 7696. Однако на глубине 7622 количество ацетиленовой текучей среды сравнения не уменьшается подобно другим газом. Это показывает фактическое уменьшение концентрации углеводородов в буровом растворе, а не колебания эффективности экстрактора.

Предположим в качестве другого примера, что лопасть мешалки внутри экстрактора изнашивается, что приводит к снижению эффективности работы экстрактора. Произойдет уменьшение измеренных количеств всех газов, поскольку газ сравнения имеется в наличии и его количество также уменьшается, что может быть обусловлено качеством системы измерения, а не изменениями в количестве газов в пласте.

Третий режим способ неразрушающего измерения запаздывания.

Третий аспект настоящего изобретения предусматривает использование регулятора 62 текучей среды сравнения для мгновенного увеличения концентрации текучей среды 64 сравнения, применяемой в качестве вещества для определения запаздывания.

Ранее используемые способы оценки запаздывания требовали остановки процесса бурения для ввода следящего вещества для определения запаздывания и, как правило, для ввода твердого контейнера, содержащего это вещество. Поскольку магистраль 60 текучей среды сравнения уже подсоединена к системе, у всасывающей магистрали 76 можно проводить ввод, не прерывая процесса бурения и не создавая возможной угрозы повреждения какого-либо оборудования из-за ввода каких-либо твердых веществ.

Вышеописанный способ добавления постороннего вещества (текучей среды сравнения) можно использовать для оценки нефтяных и газовых скважин в процессе бурения. Показано, что разработан способ сравнения, позволяющий:
a) измерять концентрацию пластовых флюидов в буровом растворе, не вызывая необходимости точного измерения эффективности экстрактора газов;
b) измерять концентрацию пластовых флюидов в буровом растворе, не вызывая необходимости точного измерения величины или расхода бурового раствора, обрабатываемого в экстракторе;
c)измерять концентрацию пластовых флюидов в буровом растворе, не вызывая необходимости точного измерения скорости откачки отдельных газов из экстрактора газов;
o) использовать результаты измерения концентрации газов в буровом растворе вместе со скоростью бурения и производительностью насоса для расчета содержания газов в пласте;
e) обеспечить контроль качества, чтобы гарантировать то, что система экстрагирования и обнаружения газов функционирует надлежащим образом;
f) вводить следящее вещество для определения запаздывания в буровой раствор, не вызывая необходимости остановки процесса бурения;
g) вводить следящее вещество для определения запаздывания в бурово1 раствор без повреждения инструментов в исходящей скважине.

Хотя в вышеприведенном описании содержится множество конкретных данных, это не должно рассматриваться в качестве ограничения объема изобретения, а просто в качестве примеров некоторых предпочтительных в настоящее время вариантов исполнения данного изобретения. Например, в качестве текучей среды сравнения можно использовать жидкость, такую как спирт, которая лучше применяется для измерения других пластовых жидкостей при использовании средства обнаружения, отличного от газовой хроматографии, и т.д.

Таким образом, объем изобретения следует определять исходя из приложенной формулы изобретения и ее юридических эквивалентов, а не из вышеприведенных примеров.

Формула изобретения

1. Способ измерения концентрации пластовых флюидов в буровом растворе, выходящем из ствола скважины в процессе бурения, отличающийся тем, что добавляют и поддерживают регулируемую концентрацию заданного постороннего вещества в буровом растворе, экстрагируют и измеряют по меньшей мере часть определенного пластового флюида и по меньшей мере часть заданного постороннего вещества пропорционально их соответствующей концентрации в буровом растворе, определяют концентрацию определенного пластового флюида путем умножения величины измеренного количества экстрагированного определенного пластового флюида на величину регулируемой концентрации заданного постороннего вещества, деленную на измеренную величину количества экстрагированного заданного постороннего вещества.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что заданное постороннее вещество представляет собой ацетилен.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что одновременно используют более одного заданного постороннего вещества.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что при необходимости применяют поправочные коэффициенты для компенсации различных эффективностей экстрагирования определенного пластового флюида и заданного постороннего вещества из бурового раствора.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при необходимости применяют поправочные коэффициенты для компенсации измерений регулируемой концентрации заданного постороннего вещества в буровом растворе от момента ввода заданного постороннего вещества до момента экстрагирования заданного постороннего вещества.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что выполняют непрерывное обеспечение качества измерительной системы за счет того, что необходимо измерять регулируемую концентрацию заданного постороннего вещества.

7. Способ по п.2, отличающийся тем, что регулируемое повышение регулируемой концентрации заданного постороннего вещества обеспечивает средство для измерения запаздывания.

8. Способ по п.6, отличающийся тем, что идентифицируют в течение всего времени наличие заданной посторонней текучей среды в количестве, согласующемся с регулируемой концентрацией, которое показывает, что измерительная система функционирует надлежащим образом.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что операция добавления и поддержания концентрации включает добавление и поддержание постоянной концентрации заданного постороннего вещества.

10. Способ непрерывного обеспечения качества, гарантирующий выполнение процессов экстрагирования и измерения концентрации текучих сред в буровом растворе, выходящем из ствола скважины в процессе бурения, отличающийся тем, что добавляют и поддерживают регулируемую концентрацию заданного постороннего вещества в буровом растворе, экстрагируют и измеряют по меньшей мере часть заданной посторонней текучей среды и идентифицируют в течение всего времени наличия заданной посторонней текучей среды в количестве, согласующемся с регулируемой концентрацией, которое показывает, что процессы экстрагирования и измерения выполняются надлежащим образом.

11. Способ по п.10, отличающийся тем, что операция добавления и поддержания концентрации включает добавление и поддержание постоянной концентрации заданного постороннего вещества.

12. Способ по п.10, отличающийся тем, что регулируют повышение регулируемой концентрации заданного постороннего вещества для измерения запаздывания.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2