Результат интеллектуальной деятельности: СИСТЕМА ДЛЯ АВТОМАТИЧЕСКОГО ИЗМЕРЕНИЯ ОБЪЕМНОГО ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ И ВИХРЕВОЙ ДЕГАЗАЦИИ БУРОВОГО РАСТВОРА

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к измерительной технике и может использоваться в нефтегазовой отрасли на буровых установках для определения объемной газонасыщенности, истинной плотности и вихревой дегазации бурового раствора на входе в скважину и на выходе из нее в составе приборов автоматического контроля параметров процесса бурения и при проведении геолого-технологических исследований и газового каротажа.

Уровень техники

Для предупреждения выбросов и открытых фонтанов гидростатическое давление на забой при вскрытии скважиной продуктивного пласта должно несколько превышать пластовое давление. Величины превышения гидростатического давления над пластовым определяются специальными регламентирующими документами, но должны быть минимальными, так как чрезмерное переутяжеление раствора резко снижает скорость проходки, необратимо ухудшает первоначальные фильтрационные свойства пласта-коллектора в призабойной зоне пласта, провоцирует самопроизвольный гидроразрыв пород ствола скважины, сопровождающийся катастрофическим уходом раствора и выбросом с переходом в открытый фонтан. Поэтому основой предупреждения выбросов и поглощений в скважине является тщательный контроль гидростатического давления столба бурового раствора на вскрытый продуктивный пласт. В практике бурения такой контроль осуществляется путем периодического измерения плотности бурового раствора, выходящего из скважины.

Однако в отличие от несжимаемых буровых растворов, не содержащих газовой фазы, измерение плотности газированных буровых растворов не позволяет определить давление бурового раствора на забой скважины. Объясняется это тем, что свободный газ, содержащийся в буровом растворе, сжимается в скважине под действием давления столба жидкости и его объемная концентрация уменьшается в сотни раз, при этом плотность жидкости в скважине практически приближается к плотности исходного негазированного бурового раствора.

Исходя из этого, у газированного бурового раствора необходимо определять две плотности: кажущуюся - на выходе из скважины, и истинную - в стволе скважины. Так как кажущаяся плотность не дает представления о давлении в скважине, гидростатическое давление в скважине следует определять по истинной плотности.

Истинную плотность газированного бурового раствора с достаточной для практики точностью можно определить по формуле [Дегтев Н.И., Зинкевич А.И. Контроль и дегазация буровых промывочных жидкостей. - М.: Недра, 1978. - 152 с.]:

где ρ_и - истинная плотность бурового раствора (без газа);

ρ_г - плотность газированного бурового раствора;

V _г - объемная концентрация свободного газа в растворе, в процентах.

Для восстановления плотности раствора необходимо его дегазировать, не прибегая к его утяжелению. Однако на практике при малейшем снижении плотности за счет газирования в глинистый раствор вводят утяжелитель, что почти всегда вызывает тяжелые последствия за счет существенного необоснованного увеличения давления столба бурового раствора на пласт.

Если даже не случится выбросов и открытых фонтанов, то вскрытие продуктивных пластов на переутяжеленных растворах однозначно ухудшает фильтрационные свойства пласта-коллектора за счет образования зон кольматации и проникновения, снижая добывные возможности скважины, а также значительно снижает технико-экономические показатели буровых работ за счет уменьшения скорости бурения и возникновения различных осложнений.

При снижении плотности бурового раствора (за счет поступления пластовой воды, ввода реагентов, выпадения утяжелителей или за счет появления в растворе свободного газа) необходимо принять оперативные решения по утяжелению бурового раствора (по первым причинам) или по его дегазации без утяжеления (при появлении свободного газа). Поэтому необходимо оперативно определять концентрацию свободного газа в растворе и его кажущуюся плотность, после чего по приведенной формуле (1) вычислять истинную плотность раствора. Если она соответствует норме, следует дегазировать раствор, не прибегая к его утяжелению.

Для целей регулярного контроля бурового раствора по содержанию свободного газа и истинной плотности разработана методика определения концентрации свободного газа в газированных растворах компрессионным методом, разработаны и внедрены ручные и автоматические приборы для проведения регулярного контроля [Бережной А.И., Дегтев Н.И. Дегазация промывочных растворов в бурении. - М.: Гостоптехиздат, 1963. - 164 с.; Дегтев Н.И., Зинкевич А.И. Контроль и дегазация буровых промывочных жидкостей. - М.: Недра, 1978. - 152 с.]. Из этих источников информации известны: плунжерный прибор ВГ-1 (SU147364, опубл. 1962, №10), ВГ-2, модернизированный прибор ВМ-6 (ручные приборы); автоматический прибор для непрерывного замера свободного газа в буровом растворе, автоматические приборы АКГ, автоматические комплексы АК-1 и АК-2.

Недостатками всех известных автоматических приборов для определения содержания свободного газа в буровом растворе компрессионным методом являются:

- дискретность измерения со временем цикла 3 минуты (20 измерений в час);

- малый объем измеряемой пробы (100 куб. см);

- низкая точность измерения.

Эти недостатки не так существенны при общем контроле бурового раствора, но они не позволяют использовать эти приборы при газовом каротаже. Например, при скорости разбуривания пласта-коллектора 60м/ч (что характерно для Западной Сибири) одно определение будет приходиться на 3м проходки, что для газового каротажа совершенного неприемлемо.

Известно устройство для непрерывного определения объемной газонасыщенности бурового раствора путем установки на разъемном устье трех высокоточных датчиков давления [Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования скважин. - М.: Нефть и газ, 1997. - 688 с.], но, к сожалению, из-за малой высоты разъемного устья и малой измерительной базы реализовать этот перспективный метод определения объемной газонасыщенности бурового раствора удается далеко не всегда.

Известно устройство для определения газосодержания бурового раствора по SU 1481661, 12.01.1987, содержащее датчики проводимости (сопротивления) индуктивного типа, размещенные в двух измерительных камерах под различным давлением. Недостатками данного устройства являются необходимость использования насоса для подачи раствора и невысокая точность определения газосодержания. Эти недостатки не позволили внедрить это устройство в практику буровых работ.

Известно устройство для автоматического измерения объемного газосодержания бурового раствора по SU 1492239, 14.10.1987,содержащее пробоотборную и измерительную камеры. При работе данного устройства отбор проб на анализ производят без использования насоса для подачи раствора за счет поступления бурового раствора самотеком при погружении приемной части под уровень в желобе. Недостатком данного устройства является низкая надежность при работе на вязких буровых растворах. Надежной работе устройства не способствует и наличие в нем большего количества механических элементов. Кроме того, небольшой объем пробы и достаточно длительный цикл ее исследования серьезно снижают его информационную ценность.

Известно устройство SU 1046487, 22.06.1982, содержащее отборочное устройство, камеру сжатия с размещенными в ней датчиками давления и уровня, по показаниям которых через вычислительный блок производится определение объемного газосодержания. Устройство работает также без использования насоса, проба бурового раствора самотеком поступает в отборочное устройство, а затем переводится в камеру сжатия. Недостатками данного устройства являются проблематичность его функционирования при высоких значениях вязкости бурового раствора из-за малого перепада давления в желобе и низкая точность определения газосодержания как в точке измерения, так и во всем потоке бурового раствора за счет малого объема пробы и длительного цикла исследований.

Наиболее эффективным дегазатором бурового раствора для решения задач геолого-технологических исследований (ГТИ) и газового каротажа является«Вихревой дегазатор промывочной жидкости» [Лукьянов Э.Е., Цыглеев Л.Я., Зубчук И.В. // Научно-технический вестник «Каротажник». - Тверь: АИС, 2000. - Вып. 70. С. 64-79].

Недостатками данного устройства являются невозможность автоматического определения степени дегазации и объемного газосодержания бурового раствора.

Известна новейшая газокаротажная система FLAIR, применяемая в передовых зарубежных фирмах [Эблард П., Белл К., Кук Д. и др. Растущая роль газового каротажа. // Нефтегазовое обозрение, том 24, № 1 (весна 2012). - С. 30-53].Система FLAIR содержит две экстракционных (дегазационных) установки FLEX, располагаемые на отводящей (на входе в скважину) и приемной (на выходе из скважины) линиях; система анализа FLAIR сравнивает два потока газа для введения поправок за рециркулирующий газ, не выделенный системой дегазации бурового раствора на выходе из скважины.

Дополнительным достоинством системы FLAIR является нагрев пробы бурового раствора устройствами FLEX до постоянной температуры при условиях постоянного давления и объема. Этот метод обеспечивает стабильное соотношение воздуха и бурового раствора в экстракционной камере, чем достигается высокая эффективность и повторяемость процесса. Способность нагреть пробу бывает особенно важна для глубоководных условий, где температура возврата бурового раствора может составлять от 10 до 15° С(от 50 до 59° F). При низких температурах внутренней энергии системы оказывается недостаточно для эффективного высвобождения тяжелых компонентов газа из бурового раствора. Традиционные устройства для выделения газа из бурового раствора, не нагревающие пробу, могут давать неточные данные из-за того, что в растворе остается больше газа в процессе его выделения.

Благодаря экстракционному процессу FLEX газокаротажная система FLAIR работает при постоянных термодинамических условиях, что обеспечивает возможность калибровки эффективности выделения компонентов С₁-С₅. Более тяжелые углеводороды, С₆-С₈, извлечь сложнее, однако их присутствие можно оценить качественно. Калибровка сочетается с корректировкой, при которой учитывается весь газ, который мог быть направлен обратно в циркуляционную систему. Это обеспечивается путем установки второго прибора FLEX на приемной линии насоса, в точке закачки раствора обратно в скважину. Таким образом, можно количественно измерить долю углеводородов, закачанных обратно в скважину с буровым раствором. Поправка на рециркулирующий газ становится возможна потому, что условия экстракции одинаковы для обоих приборов FLEX.

Извлеченные углеводороды подаются на современный газовый хроматограф/масс-спектрометр, который располагается в помещении газокаротажной станции, по газовоздушной линии (ГВЛ) длиной до 100 м.

Недостатками системы FLAIR являются:

- невозможность определения плотности бурового раствора на входе в скважину, на выходе из скважины и истинной плотности раствора без газа;

- невозможность определения степени дегазации без постоянной калибровки системы термовакуммным дегазатором, что затруднено при высоких скоростях бурения;

- невозможность определения объемного газосодержания бурового раствора независимо от его дегазации (например, компрессионным методом).

Известна система для автоматического измерения объемного газосодержания и истинной плотности бурового раствора (RU 2310069, 26.12.2005).

Недостатками данной системы являются:

- дискретность определения параметров;

- отсутствие дегазации бурового раствора.

Наиболее близкими к «Системе для автоматического измерения объемного газосодержания и вихревой дегазации бурового раствора», предлагаемой в качестве изобретения, являются «Вихревой дегазатор промывочной жидкости», система FLAIR и устройства, известные по RU 2310069, 26.12.2005.

Сущность и состав изобретения

Задача создания изобретения - повышение точности и достоверности при измерениях плотности на входе и выходе, объемного газосодержания, истинной плотности, температуры, проводимости и других параметров бурового раствора; повышение эффективности дегазации бурового раствора с определением степени дегазации; а также улучшение надежности работы системы за счет упрощения конструкции, повышения оперативности принятия технологических решений и автоматизации процесса измерения.

На фиг. представлена схема предлагаемой в качестве изобретения системы для автоматического измерения объемного газосодержания и вихревой дегазации бурового раствора, состоящей из двух подсистем: «На входе в скважину» и «На выходе из скважины».

Подсистема «На входе в скважину» анализирует раствор, отбираемый из трубы 1, соединяющей емкость 2 с буровым насосом (на схеме не показан); содержит приемный фильтр с сеткой 3, приемную трубу 4 с шаровым краном 5, монтируемые в трубу 1 через крышку люка 6, в которой крепится датчик температуры и индикатор потока 7. Верхняя часть приемной трубы 4 проходит через обогреватель 8 и соединяется с входом насоса 9, приводимого в действие частотно-регулируемым взрывозащищенным электродвигателем 10. Выход насоса 9 через тройник 11 соединяется с измерительным сосудом 12, в котором расположены датчики давления, температуры и проводимости, объединенные в сборку 13. Часть потока раствора по трубопроводу 15, 16 через измеритель расхода 17 подается в вихревой дегазатор 18 через завихритель 19. В среднюю часть вихревого дегазатора 18 вводится трубка 20, через измеритель расхода 21 и гидрофобный фильтр 22 связанная с атмосферой. В верхней части вихревого дегазатора 18 размещен гидрофобный фильтр 23, через который выделившаяся из бурового раствора газовоздушная смесь (ГВС) по трубопроводу 24, через влагоотделитель 25 и измеритель расхода ГВС 26 подается на вход вакуум-насоса 27, из которого

избыточным давлением продавливается через систему датчиков выносного газоанализатора 28. Часть потока ГВС, минуя датчики, может быть подана через штуцер 29 по газовоздушной линии в помещение станции ГТИ для дополнительного анализа на хроматографе или масс-спектрометре.

Выносной газоанализатор 28 выдает с постоянной времени 15-25 с информацию по содержанию в ГВС: кислорода (0-21% объемного), углекислого газа (0-10% объемных), водорода (0-5% объемных), метана (0-100% объемных), С_2+высш. (0-20% объемных), сероводорода (0-100 ppm) и влажности (0-98% относительных).

Эвакуация бурового раствора из вихревого дегазатора производится с помощью струйного насоса 34, в который вводится сопло 35, в которое поступает часть бурового раствора по трубопроводу 36 от тройника 11. Количество подаваемого в струйный насос раствора регулируется устройством 30. Через другое регулирующее устройство 30 часть бурового раствора подается на измерительное устройство 31, определяющее свойства бурового раствора при атмосферном давлении с помощью сборки датчиков 32, вворачиваемой через герметизирующее устройство 33. Эвакуация бурового раствора из измерительного устройства 31 при атмосферном давлении осуществляется струйным насосом 34 за счет сопла 35, соединенного трубопроводом 36 через регулирующее устройство 30 через тройник 11 с насосом 9. Атмосферное давление в измерительномсосуде 31 поддерживается за счет связи с атмосферой верхней части измерительного устройства, свободного от бурового раствора, через штуцер 37.

Буровой раствор, прошедший цикл измерения свойств в устройствах 12 и 31 и дегазацию, сбрасывается струйным насосом 34 в емкость 2. Питание обогревателя 8 и взрывозащищенного электродвигателя 10 осуществляется от силового блока 38, сопряженного с блоком сбора и предварительной обработки информации 39, выходы которого транслируются по линиям связи в станцию геолого-технологических исследований (СГТИ), а также передаются в устройство ручного управления и отображения информации на буровой 40.

С целью выделения из бурового раствора растворенного газа на входе в измерительный сосуд 12 часть бурового раствора, подаваемого на дегазацию, подвергается магнитной обработке с помощью устройства 41, питаемого от силового блока 38 через блок сбора и предварительной обработки информации 39.

Информация от датчика температуры и потока 7, сборки датчиков в измерителе до дегазатора (давления, температуры, проводимости) 13, расхода жидкости 17, расхода воздуха 21, расхода газовоздушной смеси 26, выносного газоанализатора 28, сборки датчиков в измерителе при атмосферном давлении (давления, температуры, проводимости) 32 собирается в блоке сбора и предварительной обработки информации 39 (линии связи не показаны).

Подсистема «На выходе из скважины» является полной аналогией подсистемы «На входе в скважину» за исключением того, что труба 1 здесь труба, идущая к блоку вибросит, датчик температуры и индикатор потока 7 характеризуют суммарный поток, выходящий из скважины до вибросит; емкость 2 - емкость под виброситами, куда сбрасывается раствор после определения свойств (параметров) раствора и проведения дегазации.

Информация, собранная и обработанная в блоках 39 обеих подсистем, передается по линиям связи в станцию ГТИ (не показана) и на устройства ручного управления и отображения информации на буровой 40 в виде табло бурильщика, монитора супервайзера, мониторабурмастера, монитора специалиста по растворам, а также по спутниковой связи на верхний уровень управления буровыми работами. В качестве обратной связи в блок 39 поступают от СГТИ сигналы управления, в частности сигнал о работе буровых насосов.

Краткое описание чертежа

На фиг. представлена схема предлагаемой в качестве изобретения системы для автоматического измерения объемного газосодержания и вихревой дегазации бурового раствора, состоящей из двух подсистем: «На входе в скважину» и «На выходе из скважины».

Обозначения:

1 - труба; 2 - емкость; 3 - приемный фильтр с сеткой; 4 - приемная труба; 5 - шаровый кран; 6 - крышка люка; 7 - датчик температуры и индикатор потока; 8 - обогреватель; 9 - вход насоса; 10 - электродвигатель; 11 - тройник; 12, 31 - измерительный сосуд; 13, 32 - сборка датчиков; 14, 33 - узлы герметизации и крепления; 15, 16, 24, 36 - трубопровод; 17, 21 - измеритель расхода; 18 - вихревой дегазатор; 19 - завихритель; 20 - трубка; 22, 23 - гидрофобный фильтр; 25 - влагоотделитель; 26 - измеритель расхода ГВС; 27 - вход вакуум-насоса; 28 - выносной газоанализатор; 29, 37 - штуцер; 30 - регулирующее устройство; 30 - регулирующее устройство; 34 - струйный насос; 35 - сопло; 38 - силовой блок; 39 - блок сбора и предварительной обработки информации; 40 - устройство ручного управления и отображения информации на буровой; 41 - устройство магнитной обработки.

Информация на буровой:

- табло бурильщика;

- монитор супервайзера;

- монитор бурмастера;

- монитор специалиста по растворам;

- на верхний уровень управления.

Осуществление изобретения

Работа заявляемой системы осуществляется следующим образом.

При появлении потоков на входе в скважину и на выходе из нее и сигнала на индикаторах потока 7 система переходит из дежурного режима в рабочий. При этом подается напряжение на устройство магнитной обработки 41, обогреватель 8 и электродвигатель 10. Буровой раствор через открытые шаровые краны 5 поступает в насос 9. На выходе насоса 9буровой раствор под избыточным давлением поступает в измерительные сосуды 12 и вихревые дегазаторы 18 и параллельно по трубопроводам 36 через регулирующие устройства 30 поступает в измерительные сосуды 31 и сопла 35 струйных насосов 34, осуществляя эвакуацию продегазированного бурового раствора из нижней части вихревых дегазаторов 18 и измерительных сосудов 31 со сбросом бурового раствора, прошедшего цикл измерения и дегазации, в соответствующие емкости 2.

Регулировка потоков осуществляется регулирующими устройствами 30 из расчета, чтобы постоянная времени подсистем (время полного обновления бурового раствора в измерительных сосудах) была равна ~5÷10 с. Таким образом, при объеме измерительных сосудов 12, 31, равном, например, 1500÷2500 см³, расход через измерительные сосуды 12 должен быть близким к 250 см³/с, что измеряется расходомерами 17. Раствор после дегазации из нижней части дегазаторов 18 и измерительных сосудов 31 эвакуируется, в основном, благодаря гравитационному эффекту с добавлением эжектирующего эффекта струйных насосов 34, поэтому расход по линии 36 на два ответвления будет равен примерно 300 см³/с. При этом в подсистемах устанавливаются рабочие давления P₁ в измерительных сосудах 12 и Р₂ в измерительных сосудах 31, что фиксируется датчиками в сборках 13, 32 (давление, температура, удельное электрическое сопротивление (УЭС)).

Если в измерительных сосудах 31 давление устанавливается близким к атмосферному за счет связи с атмосферой через штуцер 37, то в

измерительных сосудах 12 за счет поджатая потоков устройствами 30 и 19 устанавливается повышенное по отношению к атмосферному давление (например, 50 кПа избыточных). Первоначальная регулировка расхода насоса 9 производится путем изменения частоты подаваемого на электродвигатель 10 напряжения через силовой блок 38.

Интенсивность нагрева поступающего в подсистемы бурового раствора реализуется силовым блоком 38 от блока сбора и предварительной обработки информации 39 по заданной температуре раствора, диапазон измерения которой задается в пределах +30°С÷+80°С. Авторегулировка температуры производится по показаниям датчиков температуры в сборках 13,32.

Сборки 13, 32, вворачиваемые в измерительные сосуды 12, 31 через узлы герметизации и крепления 14, 33, содержат: два датчика давления на 100 кПа избыточных, разнесенных на измерительную базу 400÷500 мм, датчик температуры на диапазон 0÷100°C с разрешением ±0,1°С, четырехэлектродный датчик удельного электрического сопротивления (УЭС) бурового раствора с диапазоном измерения 0,01÷20 Ом⋅м. Электроды датчика УЭС выполнены кольцевыми, что обеспечивает объемный охват измерительного объема, а температурная компенсация обеспечивается датчиком температуры.

Рабочие давления в измерительных сосудах 12, 31 определяются по показаниям нижних датчиков давления в сборках 13, 32 (Р_а и Р_д), а

плотности бурового раствора в измерительных сосудах 12, 31 при рабочих давлениях определяются по разнице давлений между нижними и верхними датчиками, деленной на значение измерительной базы Δh.

где , , , - показания нижних и верхних датчиков давлений при атмосферном (Р_а) и повышенном (Р_д) давлениях в измерительных сосудах 12, 31 соответственно.

Диапазон измерения плотности бурового раствора от 800 до 2500 кг/м³.

Значения ρ_а и ρ_д при Р_а и Р_д, как и объемное газосодержание Г_об, определяются с частотой не менее 10 раз в секунду.

Объемное газосодержание Г_об определяется по выражению

(4)

Например , если

Р _а = 105 кПа (абсолютных);

Р _д = 155 кПа;

ρ_д= 1150 кг/м³;

ρ_а = 1127 кг/м³,

то

а

Истинная плотность бурового раствора (плотность без газа) определяется по выражению (1)

где ρ_г - плотность газированного раствора при значениях Г_об.

Например , при ρ_г = 1150 кг/м³ и Г_об = 5,947%

Погрешность определения Г_об по уравнению (4) при Δh = 400-500 мм составляет нее более ±0,2%. Более грубо, с погрешностью порядка ±1,0% объемное газосодержание определяется по уравнению (5) по УЭС в сосудах 12, 31:

(5)

где R_а - значение удельного электрического сопротивления (УЭС) в измерительных сосудах 31 (при атмосферном давлении P_а), Ом∙м;

R _д - значение УЭС в измерительных сосудах 12 (при повышенных давлениях P_д), Ом⋅м.

Например , при R_а =2,325 Ом∙м (при 104 кПа абс.) и R_д = 2,285 Ом⋅м (при 155 кПа абс.)

Так как температура в измерительных сосудах 12 и 31 одинакова, при использовании отношений внесение температурной поправки в значения R(УЭС) не требуется.

Система функционирует все время, пока осуществляется циркуляция бурового раствора. С цельюпредупреждения забивания сетки фильтров 3 шламом каждую минуту осуществляется реверс электродвигателей 10 на время ~1 с для создания обратного импульса давления и очистки сетки фильтров. Данная функция программируется заранее через блоки 39 и 38. При прекращении циркуляции, сигнал о чем поступает с датчиков потока 7, реверс электродвигателей 10 осуществляется на время ~15 с для очистки подсистем от бурового раствора. После этого система переходит в дежурный режим с отключением силовых блоков.

В процессе функционирования предлагаемой системы для автоматического измерения объемного газосодержания и вихревой дегазации бурового раствора кроме решения основной задачи определяются и другие параметры, в частности - коэффициент дегазации, определяемый автоматически в непрерывном режиме путем несложных вычислений.

Содержание газа в буровом растворе (в см³/с

(6)

где Q_ж - расход бурового раствора, подаваемого в дегазатор (датчик 17 на фиг. 1), см³/с;

Г _об - объемноегазосодержание бурового раствора, определенное по выражению (4), %.

Количество газа, поступившего в дегазатор из бурового раствора

(7)

где Q_ГВС - расход газовоздушной смеси из дегазатора (датчик 26 на фиг.), см³/с.

Коэффициент дегазации

(8)

Например :

Г _об = 9,5%;

Q _в = 30 см³/с;

Q _ГВС =3000 см³/мин = 50 см³/с;

Q _ж = 250 см³/с.

Тогда

В результате применения системы для автоматического измерения объемного газосодержания и вихревой дегазации бурового раствора, предлагаемой в качестве изобретения, возможно получение следующихпараметров в реальном времени, имеющих самостоятельное значение (см. табл.).

Таблица

Наличие перечисленных существенных признаков устройства, предлагаемого в качестве изобретения, позволяет достичь поставленной задачи.

Предлагаемая система отличается от наиболее близких подвергаемых сравнению устройств целым рядом особенностей, в частности:

- комплексным подходом к решению поставленной задачи, позволяющим перевести статус газового каротажа из качественного метода в количественный, петрофизически обоснованный метод;

- непрерывностью получения информации как по объемномугазосодержанию, так и по дегазации бурового раствора, что существенно повышает разрешающую способность метода газового каротажа;

- значительным повышением надежности работы системы за счет целого ряда заявляемых особенностей, отсутствующих у прототипов.