EA021134B1 - Обнаружение газообразных соединений для анализа скважинных текучих сред с использованием микрофлюидных устройств и реагента с оптической регистрацией - Google Patents
Обнаружение газообразных соединений для анализа скважинных текучих сред с использованием микрофлюидных устройств и реагента с оптической регистрацией Download PDFInfo
- Publication number
- EA021134B1 EA021134B1 EA201171265A EA201171265A EA021134B1 EA 021134 B1 EA021134 B1 EA 021134B1 EA 201171265 A EA201171265 A EA 201171265A EA 201171265 A EA201171265 A EA 201171265A EA 021134 B1 EA021134 B1 EA 021134B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- fluid
- analyzer according
- reagent
- sample
- membrane
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 237
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 title claims abstract description 70
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 title claims abstract description 43
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 title claims description 9
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 title description 9
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 77
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims abstract description 47
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 22
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 15
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 29
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 11
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 7
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 claims description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 6
- 239000010409 thin film Substances 0.000 claims description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 4
- 238000002834 transmittance Methods 0.000 claims description 3
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 2
- GNBHRKFJIUUOQI-UHFFFAOYSA-N fluorescein Chemical compound O1C(=O)C2=CC=CC=C2C21C1=CC=C(O)C=C1OC1=CC(O)=CC=C21 GNBHRKFJIUUOQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000002524 organometallic group Chemical group 0.000 claims description 2
- 230000011664 signaling Effects 0.000 claims description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 2
- BRMYZIKAHFEUFJ-UHFFFAOYSA-L mercury diacetate Chemical compound CC(=O)O[Hg]OC(C)=O BRMYZIKAHFEUFJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 239000012466 permeate Substances 0.000 claims 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 12
- 238000001514 detection method Methods 0.000 abstract description 9
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 abstract 2
- 238000010249 in-situ analysis Methods 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 58
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 45
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 18
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 9
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 8
- 238000013461 design Methods 0.000 description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 6
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- -1 Teioi AR (фирмыποηΐ) Polymers 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 230000006870 function Effects 0.000 description 4
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylformamide Chemical compound CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 210000001601 blood-air barrier Anatomy 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 3
- 238000004401 flow injection analysis Methods 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- 229920005597 polymer membrane Polymers 0.000 description 3
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 239000004205 dimethyl polysiloxane Substances 0.000 description 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 229910052976 metal sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 229920000435 poly(dimethylsiloxane) Polymers 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000004566 IR spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 241000538132 Moya Species 0.000 description 1
- 101710150336 Protein Rex Proteins 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 230000001413 cellular effect Effects 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000004737 colorimetric analysis Methods 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 239000006258 conductive agent Substances 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940028356 diethylene glycol monobutyl ether Drugs 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012982 microporous membrane Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N oxolane-2,4-dione Chemical compound O=C1COC(=O)C1 JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001139 pH measurement Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 230000035899 viability Effects 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/113—Locating fluid leaks, intrusions or movements using electrical indications; using light radiations
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By The Use Of Chemical Reactions (AREA)
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
- Automatic Analysis And Handling Materials Therefor (AREA)
Abstract
Описано устройство для отделения и обнаружения газа, для выполнения на месте анализа скважинной текучей среды. Устройство действует посредством ввода реагента в испытуемый образец и создания течения полученной смеси через микрофлюидное устройство, в котором выполняют оптическое тестирование. Оптическим тестированием регистрируют изменение характеристики реагента в ответ на воздействие одного или более конкретных веществ в испытуемом образце. Испытуемый образец может представлять собой скважинную текучую среду, смесь скважинной текучей среды и промывной текучей среды, впоследствии смешиваемую с реагентом, смесь реагента и газа, отделенного от скважинной текучей среды, или смесь промывной текучей среды и газа, отделенного от скважинной текучей среды, которую затем смешивают с реагентом. Для отделения одного или более целевых газов от скважинной текучей среды может быть использована мембрана.
Description
Настоящее изобретение в основном относится к анализу скважинной текучей среды и более конкретно к обнаружению на месте газообразных соединений в скважинной текучей среде с использованием реагента, который обеспечивает оптическую регистрацию в микрофлюидном устройстве в ответ на воздействие определенных веществ.
Уровень техники
Как известно, фазовое поведение и химический состав скважинных текучих сред представляют собой полезную информацию. Например, концентрация газообразных компонентов, таких как диоксид углерода, сероводород и метан, в скважинной текучей среде является показателем экономической целесообразности разработки углеводородного месторождения. Концентрации СО2 и Н2§ представляют интерес потому, что углекислотная коррозия и сероводородное растрескивание под действием напряжения, обусловленные относительно высокими концентрациями, являются доминирующими причинами механического отказа эксплуатационного оборудования. Концентрация СН4 представляет интерес как показатель теплотворной способности газовых скважин. Поэтому желательно иметь возможность проводить анализ текучих сред быстро, точно, надежно и экономично.
Для выполнения анализа текучих сред в лаборатории имеются в распоряжении многочисленные способы и оборудование. Однако извлечение образцов для лабораторного анализа требует больших затрат времени и предрасположено к ошибкам. Вследствие разницы в условиях окружающей среды между местоположением в стволе скважины и местоположением на поверхности и ввиду прочих факторов, некоторые из характеристик скважинных текучих сред изменяются, когда текучие среды извлекают на поверхность. Например, поскольку газообразный сероводород легко образует нелетучие и нерастворимые сульфиды металлов реакцией со многими металлами и оксидами металлов, анализ образца текучей среды, извлеченного с использованием металлического контейнера, может дать неточную оценку содержания сульфида. Это составляет технологическую проблему, поскольку способы анализа текучих сред, которые известны для применения на поверхности, в основном являются непрактичными в окружающей среде, имеющей место в буровой скважине, ввиду размерных ограничений, экстремальной температуры, экстремального давления, присутствия воды и прочих факторов. Еще одной технологической проблемой является выделение газов и отдельных фракций газа из скважинной текучей среды, которая обычно существует в буровой скважине в виде многофазной текучей среды.
Технологические проблемы, связанные с обнаружением газа в текучих средах, были изучены в этой и других исследовательских областях. Например, патентные заявки США 20040045350А1, 20030206026А1 и 20020121370А1, патенты Великобритании 2415047А, 2363809А и 2359631А, патенты США 6995360В2 и 6939717В2, публикации АО 2005066618А1, АО 2005017514А1 и АО 2005121779А1, и патентные заявки США 20050269499А1 и 20030134426А1 описывают электрохимический способ обнаружения Н28 с использованием мембранного разделения. Патентная заявка США 20040045350А1 и патенты Великобритании 2415047А и 2371621А описывают обнаружение газообразных соединений сочетанием методов инфракрасной спектрофотометрии и мембранного разделения. Патентная заявка США 20060008913 А1 описывает применение полимера на основе перфторированного соединения для разделения нефти и воды в микрофлюидной системе. Патентная заявка США 2006000382А1 описывает микрофлюидную систему для химического анализа в скважине, в котором отбирают часть образца текучей среды на водной основе и смешивают ее с чувствительным к величине рН реагентом для вариантов применения с низкотемпературным измерением значения рН. Авторы Тойа и др. (ЬаЬ СЫр, 2005, том 5, стр.1374-1379) описывают систему для измерения концентрации Н28 с использованием колориметрического метода и микроканальных промывных устройств с сотовой конструкцией. Однако описанные система и реагент непригодны для использования в таких условиях среды в скважине, каковые имеют место при работах на нефтяных промыслах. Патент США 6925392В2 описывает микрофлюидное устройство, которое реагирует на специфические характеристики текучей среды во время работ. Устройство извлекают и подвергают анализу для измерения желательных характеристик, таких как удельное электрическое сопротивление, концентрация хлорида, кальция и прочих свойств текучей среды. Однако действующая в режиме реального времени сенсорная система на микрофлюидной основе, способная работать в широком диапазоне температур и давлений и в жестких условиях, таких как условия, встречающиеся при работах на нефтяных месторождениях, так до сих пор и не разработана.
Сущность изобретения
В соответствии с вариантом осуществления изобретения предложен анализатор проб текучей среды для использования в стволе скважины, содержащий первый канал для ввода образца текучей среды, второй канал для ввода реагента в образец текучей среды и создания смешанной текучей среды, характеристики которой изменяются при наличии в ней представляющего интерес вещества, микрофлюидное устройство для ввода смешанной текучей среды, испытательный модуль для определения внутри ствола скважины изменения характеристики смешанной текучей среды в микрофлюидном устройстве, датчик для подачи сигнала, показывающего определение изменения характеристики смешанной текучей среды; и средство отделения образца текучей среды от скважинной текучей среды, расположенное между скважинной текучей средой и первым каналом, содержащее мембрану в виде скрученной капиллярной труб- 1 021134 ки.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения предложен способ обнаружения представляющего интерес вещества в скважинной текучей среде, предусматривающий использование упомянутого выше анализатора и содержащий следующие этапы: вводят образец текучей среды через первый канал; вводят реагент в образец текучей среды через второй канал и создают смешанную текучую среду, характеристики которой изменяются при наличии в ней представляющего интерес вещества; направляют по меньшей мере часть смешанной текучей среды в микрофлюидное устройство; определяют внутри ствола скважины изменения характеристики смешанной текучей среды в микрофлюидном устройстве посредством испытательного модуля.
Одно из преимуществ изобретения состоит в том, что скважинная текучая среда может быть проанализирована на месте. В частности, реагент вводят в образец испытуемой текучей среды и смесь тестируют внутри ствола скважины. Следовательно, занимающее много времени извлечение текучей среды и ошибки, обусловленные изменениями образцов текучей среды вследствие изменений условий между скважиной и окружающей средой, по меньшей мере уменьшаются.
Достижению некоторых из преимуществ изобретения способствует применение микрофлюидной технологии. В общем, микрофлюидные устройства представляют способ обработки и манипулирования объемами текучей среды порядка нанолитров в канале микрометрических размеров, известном как микроканал. В результате этого течение текучей среды внутри микроканала является ламинарным. Поэтому для усиления перемешивания текучих сред и достижения величины смесевого отношения смешанных текучих сред может быть использован статический или активный смеситель. Микрофлюидные устройства отличаются тем, что обращение с микролитрами текучей среды в режиме ламинарного течения предоставляет принципиально новые возможности регулирования концентраций молекул в пространстве и времени, в результате чего облегчается определение физических свойств. Поэтому вполне понятно, что микрофлюидная технология обеспечивает преимущества для применения в аналитических целях, в том числе мелких отпечатков, малых объемов образцов и реагентов, в плане возможности проводить разнообразные процессы, такие как разделение и обнаружение, с высокими разрешением и чувствительностью, с низкими затратами и за более короткое время анализа.
Краткое описание фигур
Фиг. 1 иллюстрирует скважинный зонд для отделения и обнаружения газа в буровой скважине.
Фиг. 2 более подробно иллюстрирует введение реагентной текучей среды и оптическое тестирование в микрофлюидном устройстве.
Фиг. 3 иллюстрирует вариант исполнения, в котором скважинную текучую среду непосредственно смешивают с реагентом в микрофлюидном устройстве.
Фиг. 4А-4С иллюстрируют механизмы подачи образца испытуемой текучей среды и реагента в микрофлюидное устройство.
Фиг. 5А-5С иллюстрируют объединение функций смешения и оптического обнаружения в микрофлюидном устройстве.
Фиг. 6 иллюстрирует альтернативный вариант исполнения микрофлюидного оптического устройства.
Фиг. 7 иллюстрирует вариант исполнения, в котором промывную текучую среду смешивают со скважинной текучей средой для создания промежуточной текучей среды, которую затем смешивают с реагентной текучей средой перед испытанием.
Фиг. 8 иллюстрирует вариант исполнения, в котором газ отделяют от скважинной текучей среды с использованием мембраны, и реагентную текучую среду смешивают с отделенным газом перед испытанием.
Фиг. 9 иллюстрирует вариант исполнения, в котором газ отделяют от скважинной текучей среды с использованием мембраны, промывную текучую среду смешивают с отделенным газом и затем реагентную текучую среду смешивают со смесью промывной текучей среды и газа перед испытанием.
Фиг. 10 и 11 иллюстрируют применение тонкокапиллярной мембраны.
Фиг. 12 и 13 иллюстрируют вариант исполнения, в котором для введения текучих сред перед измерением используют шестипозиционный клапан и контур отбора образцов.
Фиг. 14А-14В иллюстрируют вариант, альтернативный системе на основе шестипозиционного клапана из фиг. 12 и 13.
Фиг. 15 иллюстрирует способ согласно изобретению.
Фиг. 16 иллюстрирует опорную конструкцию для капиллярной трубки.
Фиг. 17 иллюстрирует экспериментальный результат проточно-инъекционного анализа сульфида, растворенного в воде.
Фиг. 18 иллюстрирует экспериментальный результат измерения газообразного Н2§ с использованием микрофлюидного устройства на основе мембраны из тонкостенных капиллярных трубок.
Подробное описание изобретения
На фиг. 1, показана колонна 100 инструментов для измерения характеристик текучей среды в стволе 102 скважины. Ствол скважины может быть пробурен через углеводородный пласт 106, смежный с
- 2 021134 непроницаемым слоем 108, и различные другие слои, которые составлены перекрывающими породами 110. Колонна инструментов, которая может быть частью колонны инструментов для кабельных каротажных исследований, колонны инструментов для каротажа во время бурения или другого устройства, действует по сигналам управляющего устройства 104, которое может быть расположено на поверхности. Управляющее устройство 104 также может быть способным анализировать данные. Колонна 100 инструментов соединена с управляющим устройством 104 каротажным кабелем для инструмента, спускаемого в скважину на тросе, или колонной бурильных труб для инструмента для каротажа во время бурения. Колонна 100 инструментов включает газоанализатор 112, который опускают в ствол скважины для измерения физических свойств, связанных с текучей средой в буровой скважине или в пласте. Данные, собранные газоанализатором 112, могут быть переданы на управляющее устройство в режиме реального времени по проводному кабелю или системе для каротажа во время бурения.
Фиг. 2 иллюстрирует базовые принципы работы газоанализатора 112 (фиг. 1). Реагент 200 приводят в контакт с образцом испытуемой текучей среды 202 для получения смешанной текучей среды 204. Внутри смешанной текучей среды 204 реагент 200, образец испытуемой текучей среды 202 или оба демонстрируют изменение по меньшей мере одной физической характеристики вследствие присутствия одного или более специфических веществ или классов веществ в образце испытуемой текучей среды. Например, и без ограничения, реагент может демонстрировать изменение цвета, если в смешанной текучей среде присутствует такое вещество, как СО2, или Н2§, или СН4 из образца испытуемой текучей среды. Кроме того, степень изменения характеристики может зависеть от концентрации вещества, продолжительности воздействия или обоих факторов. Затем обеспечивают протекание смешанной текучей среды 204 через микрофлюидное устройство 206, где смешанную текучую среду подвергают тестированию. Тестирование может быть выполнено с помощью оптического испытательного модуля, предназначенного для обнаружения изменения цвета или удельного коэффициента пропускания, проявляемого реагентом. Оптический модуль может включать оптическую проточную ячейку с малым мертвым объемом или микрофлюидную оптическую проточную ячейку. В одном варианте исполнения оптический испытательный модуль включает оптический излучатель 208, такой как источник ультрафиолетового и видимого излучения, и оптический приемник 210, такой как спектрометр с зарядовой связью, который детектирует изменения цвета или оптического поглощения. Испытательный модуль выдает выходной сигнал, который является показателем обнаруженных изменений. Кроме того, выходной сигнал может быть показателем степени изменения. Выходной сигнал направляют в интерпретационную схему с программным обеспечением в управляющем устройстве 104, которое обрабатывает выходной сигнал для характеристики образца испытуемой текучей среды, например обнаружение определенного газа или продуктов реакции определенного газа и реактантов. Кроме того, обработка может дать показания концентрации этого газа в скважинной текучей среде. Будет понятно, что обрабатывающее программное обеспечение будет включать компьютерную программу, сохраняемую на считываемом компьютером носителе. Как будет разъяснено ниже, образец испытуемой текучей среды может включать многообразные различные текучие среды либо по отдельности, либо в сочетании.
Реагент 200 выбирают в зависимости от вида газа или газов, определяемых и измеряемых оператором. Например, реагент может быть выбран на основании способности реагировать с представляющими интерес газом или газами или поглощать его(их) с предсказуемой скоростью или степенью в зависимости от концентрации газа в скважинной текучей среде. Кроме того, реакция реагента на воздействие представляющих интерес газа или газов должен обусловливать изменение характеристики реагента, газа или другого вещества, которое может быть зарегистрировано и, возможно, измерено. Примеры реагентов, которые могут быть использованы для детектирования газообразного сероводорода, включают, но не ограничиваются таковыми, меркурацетат флуоресцеина, комплексы катиона металла и органических соединений, и металлоорганические материалы, объединенные с разнообразными подходящими растворителями.
Микрофлюидное устройство 206 образовано прочным корпусом, который обеспечивает возможность пропускания света от испытательного модуля через канал от оптического излучателя до оптического приемника. Устройство 206 имеет диаметр канала от около 100 нанометров до нескольких сотен микрометров, и, в случае прямоугольного канала, по меньшей мере один из его внутренних размеров составляет менее, чем несколько сотен микрометров. Течение текучей среды внутри микрофлюидного устройства характеризуется числом Рейнольдса,
где Ь представляет наиболее соответствующий масштаб длины, μ представляет вязкость, г представляет плотность текучей среды и Уауд представляет среднюю скорость течения. Значение Ь может составлять 4А/Р, где А представляет площадь поперечного сечения устройства, и Р представляет периметр смоченной поверхности канала. Ке имеет величину порядка единицы для типичных вариантов применения микрофлюидного устройства, и предполагается ламинарное течение для ньютоновских текучих сред, и текучие среды с пренебрежимо малой упругостью. В настоящем изобретении значение Ке может составлять вплоть до 5, например в диапазоне от 0,01 до 50 мкл/мин (50 для текучих сред с низкой вязко- 3 021134 стью). Вследствие размеров микрофлюидного устройства и свойств реакционной текучей среды течение реакционной текучей среды через устройство является ламинарным, то есть без турбулентности.
Фиг. 3 представляет блок-схему варианта исполнения газоанализатора 112 (фиг. 1), в котором реагент 200 смешивают непосредственно со скважинной текучей средой 300. Этот вариант исполнения включает по меньшей мере два впускных канала 302, 304. Впускной канал 302 используют для принятия скважинной текучей среды 300 и впускной канал 304 применяют для принятия реагента 200, например, из резервуара. Скважинную текучую среду и реагент смешивают в статическом смесителе 306, тем самым создавая смешанную текучую среду, например сульфид металла в растворе. Затем обеспечивают протекание смешанной текучей среды через микрофлюидное устройство 206, в котором смешанную текучую среду подвергают оптическому тестированию. Затем протестированную текучую среду выводят в виде отходов.
Для инициирования течения текучей среды известны разнообразные средства. В то время как конкретный способ течения текучей среды не является критически важным для изобретения, для полноты могут быть описаны некоторые альтернативные варианты. В основном течение текучей среды через микрофлюидное устройство 206 может быть обеспечено за счет разности давлений или электрокинетическим способом. Для создания потока, протекающего под действием давления, может быть применен поршневой насос прямого вытеснения. Для создания потока, возбуждаемого электрокинетическим способом, могут быть использованы электроды. Возбуждаемое электрокинетическим способом течение обеспечивается электрическим поверхностным зарядом, включающим двойной слой из противоионов, который формируется на поверхности корпуса канала. Когда с использованием электродов в пределах канала микрофлюидного устройства прилагают электрическое поле, ионы в двойном слое перемещаются в сторону электрода с противоположной полярностью. Это вызывает движение реакционной текучей среды вблизи стенок корпуса, которое силами вязкого сопротивления преобразуется в конвективное перемещение текучей среды. Альтернативно могли бы быть применены другие средства возбуждения течения текучей среды, включающие, но не ограничивающиеся таковыми, микронасосы на пьезоэлектрической основе и лопастные насосы на основе крыльчатки.
Фиг. 4А-4С иллюстрируют механизмы подачи образца испытуемой текучей среды и реагента в микрофлюидное устройство. В общем, течение текучей среды инициируют насосом, использованием давления в буровой скважине с дроссельным ограничителем текучей среды для регулирования течений текучих сред, или некоторой комбинацией способов. Фиг. 4А конкретно иллюстрирует применение независимых насосов 401, 403 для инициирования течения образца испытуемой текучей среды 202 и реагента 200, соответственно, в микрофлюидное устройство 206. Фиг. 4Ь иллюстрирует вариант, в котором единичный насос 405 обеспечивает протекание образца испытуемой текучей среды 202 в тройник 407. Из тройника 407 текучая среда 202 протекает по двум маршрутам: первый маршрут в микрофлюидное устройство 206, и второй маршрут в поршневой цилиндр 409. Течение текучей среды 202 в поршневой цилиндр 409 приводит поршневой цилиндр в действие, тем самым заставляя реагент протекать в микрофлюидное устройство 206. Дроссельный ограничитель 411 текучей среды может быть использован для регулирования давления и объема реагента, вводимого в микрофлюидное устройство. Фиг. 4с иллюстрирует вариант, в котором для инициирования течения образца испытуемой текучей среды 202 в тройник 407 используют скважинное давление. Тем самым давление в буровой скважине приводит в действие поршневой цилиндр для введения реагента в микрофлюидное устройство 206. Второй дроссельный ограничитель 413 текучей среды используют для регулирования объема и давления образца испытуемой текучей среды 202, вводимой в микрофлюидное устройство 206.
Разнообразные насосы, описанные выше, могут представлять собой, без ограничения, общеупотребительные плунжерные, пьезоэлектрические насосы, лопастные насосы на основе крыльчатки, управляемые механическими тягами или срабатыванием под действием магнитного поля, предпочтительно маленькие в достаточной мере, чтобы соответствовать размеру и величине расхода потока, требуемых для микрофлюидного устройства. Некоторые примеры описаны авторами Ьакег и др. в 2004 году в журнале 1. М1сготеей. Мюгоеид., том 14, стр. Р35-Р64; С. Уатайа1а. М. СкаЦеПат. ν.Κ. Рагакйаг, А. Ре1п. Н. НоГтапп. и М.А.М. Сщ, Р1а8Йс Мюгоритр \νίΐΗ РеггоЯшФс АсЩаОоп (Пластиковый микронасос, действующий с использованием феррофлюидной среды), 1. Мюгое1ес1готесйашса1 8у81ет8, том 14 (№1), 2005; и Ье1 и др., РРОСЕЕОШСЗШЗТТГиТГОК ОТ МНСНАМСАЕ НУС1УТУР8. РАРТ Н (Труды Института инженеров-механиков, Часть Н), ΙΟυΡΝΑΕ ОР ЕЫСТХЕЕРГЫС ΙΝ МЕИК’ШЕ. 2007, том 221; №2, страницы 129-142.
В дополнение к регулированию течения текучей среды для выполнения многочисленных испытаний, течение текучей среды можно варьировать, чтобы упростить тестирование в пределах большего диапазона концентраций газов. Поскольку объем реагентной текучей среды, подвергаемой воздействию отделенного газа, является относительно малым, реагентная текучая среда может становиться насыщенной, если скорость течения текучей среды является относительно медленной между смешением и тестированием, концентрация газа является относительно высокой, или имеют место оба фактора. Чтобы избежать насыщения и тем самым упростить измерение в пределах более широкого диапазона концентраций, скорость течения текучей среды можно варьировать так, чтобы как продолжительность экспозиции,
- 4 021134 так и концентрация газа, как показываемая оптической сигнализацией, были переданы на управляющее устройство как данные. Будет понятно, что индикация скорости течения реагентной текучей среды может способствовать детектированию отделенного газа при относительно низких концентрациях, тогда как повышение скорости течения реагентной текучей среды может способствовать детектированию отделенного газа при относительно высоких концентрациях.
Фиг. 5А-5С иллюстрируют некоторые конструктивные особенности инструмента, используемого на микросхеме 555. Функция смешения может быть важной потому, что характеристики смешения различаются между ламинарными потоками и неламинарными потоками. Как правило, микрофлюидные потоки имеют высокое число Пекле, например Ре=и.1/Э, где и=средняя скорость течения, 1=размер канала, и О=молекулярная диффузионная способность. Время диффузионного смешения задается выражением Ф~1Л2/О. Поэтому длина смесительного канала, необходимая для достижения надлежащего смешения веществ, линейно возрастает пропорционально числу Пекле (Ьш~Рех1). Например, средняя скорость течения на уровне 500 мкм/с, размер канала в 100 мкм и диффузионная способность молекул на уровне 10 мкм2/с потребуют продолжительности смешения и длины канала с величинами порядка 1000 с и 0,5 м, соответственно. Варианты исполнения смесителя 306 (фиг. 3) показаны на фиг. 5А. Во многих случаях микрофлюидное устройство с конструкцией пассивного смесителя, такой как зигзагообразная конструкция 501 елочкой, в которой для инициирования винтового течения и повышения эффективности смешения используют серию ребер (смотри работу авторов §1гоок и др., Бшеисе, том 295, стр. 647-651 (2002) для обсуждения основополагающих принципов). Смесительная функция также может быть исполнена с помощью извилистой структуры 503, включающей серию поворотов, которые стимулируют смешение благодаря различиям в расстоянии, проходимом текучей средой при изменении направления, то есть, более быстрого течения на наружной стороне угла, чем на внутренней стороне угла. Альтернативно, в качестве смесителя может действовать микронасос, такой как лопастной насос на основе крыльчатки. Как специально иллюстрировано на фиг. 5В, оптические волокна 505, 507 могут быть сопряжены с микрофлюидным устройством так, что свет проходит через сегмент микрофлюидного устройства 206. Например, волокна могут примыкать к каналу, где канал проложен под прямым углом. Таким образом, свет от одного волокна 505 входит в канал, и проходит через него, и выходит через еще одно волокно 507. Вариант, в котором функция смешения включена в микрофлюидное устройство, например, на единичном чипе с модулем оптического детектирования, более конкретно иллюстрирован в фиг. 5С. Более конкретно, как смесительное устройство, так и микрофлюидную оптику размещают на чипе таким образом, что смесительное действие происходит выше по потоку относительно микрофлюидной оптики.
Варианты микрофлюидных оптических устройств иллюстрированы на фиг. 6А и 6В. Как показано на фиг. 6А, микрофлюидное устройство может действовать как оптический волновод таким образом, что возможен нелинейный участок 611 оптического тестирования. В этом варианте канал, который содержит текучую среду, имеет внутреннее отражающее покрытие с надлежащим показателем преломления так, что падающий свет не выходит наружу. Свет вводят в нелинейный участок 611 оптического тестирования через оптические волокна 505, 507, как уже обсуждалось выше. Одно преимущество этого варианта исполнения состоит в том, что длина секции оптического тестирования может быть увеличена за пределы базовой длины и ширины микросхемы 555. Как показано на фиг. 6В, испытательный участок альтернативно может быть сформирован так, что обеспечивает прохождение света через микрофлюидное устройство под прямыми углами. Другими словами, путь света на испытательном участке 613 является линейным и перпендикулярным маршруту течения текучей среды. Основополагающая технология описана авторами Мойа! и др., Ыа1иге №шор1юЮшс5. том 1, 2007, стр. 106.
Фиг. 7 схематически представляет блок-схему, иллюстрирующую, что с оптикой микрофлюидного устройства 206 на единичной микросхеме 555 могут быть применены многочисленные смесители 502, 504. Будет также понятно, что на единичной микросхеме могут быть реализованы многочисленные независимые испытательные модули (микрофлюидные оптические устройства с другими компонентами или без них, известные также как контуры отбора образцов). Например, матрица, включающая многочисленные испытательные модули одноразового применения, могла бы быть использована с клапанами 777 однократного применения для введения текучих сред так, что микросхему можно было бы выбросить после того, как все модули использованы. Альтернативно, на микросхеме могли бы быть применены испытательные модули многократного использования. Одно преимущество реализации матрицы из испытательных модулей состоит в том, что такие характеристики, как объемы текучих сред и длина участка оптического тестирования, могли бы различаться среди испытательных модулей, тем самым способствуя работе в более широком диапазоне условий и в пределах более широкого диапазона скважинных текучих сред.
Как предложено выше, может быть нежелательным непосредственное смешение реагента со скважинной текучей средой. Один способ предотвращения такого непосредственного смешения состоит в применении промывной текучей среды 500 для создания промежуточной текучей среды из скважинной текучей среды 300. Промывную текучую среду выбирают для нейтрализации характеристик скважинной текучей среды, которые делают ее непригодной для непосредственного смешения с реагентом. Промывная текучая среда также может повышать растворимость газа, что является преимущественным, если растворимость газа в реагенте низка. Например, в случае кислотного газа может быть использован ще- 5 021134 лочный раствор, такой как гидроксид натрия, производные алканоламинов, такие как триэтаноламин, диэтаноламин и метилдиэтаноламин. В качестве вымывающей/промывной текучей среды могут быть также применены органические растворители, такие как диметилформамид и Ν-метилпирролидон, соединения на основе гликоля (этиленгликоль, пропиленгликоль, монобутиловый простой эфир диэтиленгликоля). На практике промывная текучая среда и скважинная текучая среда могут быть введены в статический смеситель 502 для создания образца испытуемой текучей среды. Затем образец испытуемой текучей среды и реагент 200 вводят во второй статический смеситель 504 для создания смешанной текучей среды, которую подвергают тестированию в микрофлюидном устройстве 206. Как обсуждено выше, смесители и оптика микрофлюидного устройства могут быть реализованы на одном чипе в виде компоновки из единичного или множественных испытательных модулей.
Фиг. 8 представляет блок-схему альтернативного варианта исполнения газоанализатора 112 (фиг. 1), в котором образец испытуемой текучей среды представляет собой газ 400, который отделяют от скважинной текучей среды 300 с помощью газоразделительной мембраны 402. Скважинная текучая среда 300 протекает через канал 404 на одной стороне мембраны, и реагентная текучая среда 200 из резервуара 406 протекает через канал 408 на противоположной стороне мембраны 402. Отверстия, связанные с каналом 404, проводящим скважинную текучую среду, могут быть открыты к буровой скважине таким образом, который предоставляет преимущество потоку текучей среды внутри буровой скважины для пополнения текучей среды внутри канала 404. Канал 408, проводящий реагент, соединен с реагентным резервуаром 406 одним отверстием и со статическим смесителем 306 другим отверстием. Текучая среда, которая смешивается смесителем, протекает в микрофлюидное устройство 206. Если таковые присутствуют, один или более конкретных типов газов 400 отделяются мембраной 402 от скважинной текучей среды 300. Реагент 200 смешивается с отделенным газом в статическом смесителе 306 на конце канала 408. Реагент 200 проявляет изменение физической характеристики в ответ на воздействие отделенного газа в смеси газа и реагента. Изменение затем детектируется оптическим тестированием в микрофлюидном устройстве 206, как уже описано выше. Преимущество этого варианта состоит в том, что реагент не подвергают непосредственному воздействию скважинной текучей среды. Такое разделение может быть желательным в зависимости от состава скважинной текучей среды и реагента. Например, скважинная текучая среда может быть настолько темной по цвету, что обусловливала бы ошибки при оптическом тестировании.
Мембрана 402 имеет характеристики, которые препятствуют прохождению всех, кроме одного или более выбранных соединений. Могли бы быть использованы многообразные газоразделительные мембраны, имеющиеся в продаже на рынке. Такие мембраны типично доступны в виде либо тонкой пленки, либо тонкостенной трубки, любая из которых могла бы быть применена для мембраны 402. Мембрана может быть сформирована из любого из разнообразных материалов, некоторые из каковых могут быть предпочтительно приспособленными к условиям в забое скважины и веществу, которое желательно обнаруживать. Один вариант исполнения мембраны представляет собой неорганическую, газоселективную мембрану с молекулярным разделением, имеющую оксид алюминия в качестве своей базовой структуры, например, цеолитную мембрану ΌΌΚ-типа. Еще один вариант исполнения представляет полимерную мембрану, такую как высокотермостойкая полимерная мембрана, такая как Тейои АР (фирмы ΌπΡοηΐ), полидиметилсилоксан или микропористый политетрафторэтилен (фирмы Соге-Тех). В такой полимерной мембране, как Тейоп АР (фирмы ΌπΡοηΐ) или полидиметилсилоксан, молекулы газа проникают сквозь мембрану в результате процесса растворения-диффузии, тогда как в неорганической или микропористой мембране газ проходит в результате диффузии Кнудсена. В случае цеолитной мембраны, нанопористый цеолитный материал наращивают поверх базового материала. Примеры таких мембран описаны в патентных заявках США 20050229779А1, 20040173094А1 и патенте США 6953493В2. Мембрана может быть охарактеризована размером пор около 0,3-0,7 мкм, обусловливающих сильное сродство к СО2. Дополнительное усиление характеристик разделения и селективности мембраны может быть выполнено модифицированием структуры поверхности. Например, для подавления проникновения воды сквозь мембрану может быть нанесен водонепроницаемый слой, такой как полимер на основе перфторированного соединения. Прочие варианты разделительной мембраны действуют либо как молекулярные сита, либо в режиме адсорбционно-фазового разделения. Эти варианты могут быть сформированы из неорганических соединений, неорганического золя-геля, неорганическо-органических комбинированных соединений, материала на неорганической основе с соединением на органической основе, внедренным внутрь матрицы, и любых органических материалов, которые удовлетворяют техническим требованиям.
Фиг. 9 представляет блок-схему альтернативного варианта исполнения газоанализатора 112 (фиг. 1), в котором образец испытуемой текучей среды формируют смешением промывной текучей среды 500 с газом 400, который отделен от скважинной текучей среды 300 с помощью газоразделительной мембраны 402. Скважинная текучая среда 300 протекает через канал 404 на одной стороне мембраны 402, и промывная текучая среда 500 протекает из резервуара 600 через канал 408 на противоположной стороне мембраны. Канал 408 для промывной текучей среды 500 соединен с резервуаром 600 для промывной текучей среды одним отверстием и со статическим смесителем 602 другим отверстием. Если таковые присутствуют, один или более конкретных типов газов 400 отделяются мембраной 402 от скважинной теку- 6 021134 чей среды 300. Промывная текучая среда смешивается с отделенным газом в смесителе 602, тем самым создавая образец испытуемой текучей среды. Образец испытуемой текучей среды затем смешивают с реагентом 200 во втором статическом смесителе 604. Реагент демонстрирует изменение физической характеристики в ответ на воздействие газа в образце испытуемой текучей среды. Изменение затем детектируется оптическим тестированием в микрофлюидном устройстве 206, как уже описано выше.
Фиг. 10 и 11 иллюстрируют применение тонкокапиллярной мембраны 902 для обеспечения селективной проницаемости газа из скважинной текучей среды 300. Капиллярная мембрана позволяет достигнуть очень высокого отношения площади поверхности к объему, и она менее склонна к протечке из канала в канал, по сравнению с тонкопленочной мембраной с планарным проточным каналом. Например, трубка может быть намотана с образованием компактной конструктивной формы, и необходимое время удерживания реагента можно регулировать путем корректирования длины трубки или скорости течения. В случае тонкопленочной мембраны можно корректировать только скорость течения. Кроме того, относительно затруднительным является формирование крупнолистовых мембран. Промывную текучую среду можно использовать для способствования реакции, как уже описано выше. Детектированию также может способствовать протекание текучей среды в режиме пуск-стоп.
Проточно-инжекционный анализ, предложенный Ружичкой и сотрудниками в 1974 году, представляет собой надежный и воспроизводимый метод для проведения химического анализа. Часть образца вводят в протекающий поток реагента и после этого регистрируют изменение характеристики. Точность метода может быть улучшена с использованием переключающего клапана, оснащенного контуром отбора образцов.
Фиг. 12 и 13 иллюстрируют конкретный вариант исполнения газоанализатора 112 (фиг. 1), в котором для введения образцов испытуемых текучих сред в контур 702 отбора образцов перед тестированием используют шестипозиционный клапан 700. Клапан 700 имеет шесть отверстий 1-6. Отверстие 1 используют для непрерывного введения образца испытуемой текучей среды 202. Отверстие 4 используют для введения реагента 200. Клапан имеет две различные конфигурации, между которыми он может быть переключен. В первой конфигурации, показанной на фиг. 10, отверстие 1 соединено с отверстием 6, отверстие 2 соединено с отверстием 3, и отверстие 4 соединено с отверстием 5. В этой первой конфигурации образец испытуемой текучей среды 202 протекает в отверстие 1, в отверстие 6, в контур 702 отбора образцов между отверстиями 6 и 3, и из отверстия 3 в отверстие 2, которое соединено с трубопроводом для отходов текучей среды или резервуаром для утилизации. Объем канала между отверстием 1 и отверстием 2 известен. Следовательно, объем образца текучей среды в канале, и в частности объем образца испытуемой текучей среды в контуре 702 отбора образцов, является фиксированным и известным. Реагент 200 протекает непрерывно из отверстия 4 к 5 и в смеситель и оптический модуль. В этой конфигурации может быть проведено базисное измерение. Затем клапан 700 переключают на вторую конфигурацию, показанную на фиг. 13. Во второй конфигурации соединяются отверстия 3 и 4, вызывая течение реагента 200 в контур 700 отбора образцов через отверстие. Затем образец испытуемой текучей среды и реагент смешиваются, перемещаются через контур отбора образцов и наружу из отверстия 5 в статический смеситель 704 и микрофлюидное устройство 206 для оптического тестирования. Одно из преимуществ применения состоит в улучшении контроля объема реагента, вводимого для каждого цикла тестирования. При определенных обстоятельствах впускные каналы для реагента 200 и образца испытуемой текучей среды 202 могут быть реверсированы.
Фиг. 14Ά-14Ό иллюстрируют вариант, альтернативный системе на основе шестипозиционного клапана. Этот альтернативный вариант исполнения включает два поршневых клапана 1200 плунжерного типа, изготовленных из материала на основе железа, покрытого инертным, слегка упругим веществом с низким коэффициентом трения на поверхности для лучшего уплотнения. Клапаны 1200 могут быть приведены в действие магнитными устройствами 1202. Когда активируют магниты с левой стороны, измеряют базисный сигнал реагента. Когда активируют магниты с правой стороны, плунжеры сдвигаются, и образец текучей среды поступает в контур отбора образцов (срединный канал). Когда опять активируют магниты с левой стороны, плунжеры опять смещаются налево, и реагент проталкивает «захваченный» образец в смеситель и детектор. Перемещения плунжеров регулируют для выравнивания давлений этих текучих сред и также для использования разности давлений между этими текучими средами, для улучшения герметизации.
На фиг. 15 показан способ согласно изобретению. Сначала получают образец скважинной текучей среды и готовят известный объем реагента на стадиях 800, 802 соответственно. Необязательно, может быть приготовлена промывная текучая среда на стадии 804. Следует отметить, что «приготовленный» подразумевает, что текучая среда может быть введена при известном объеме или скорости течения, и не предполагает способа приготовления. Затем для получения образца испытуемой текучей среды могут быть применены любые из разнообразных альтернативных способов. В одном варианте способа известный объем реагента и образца скважинной текучей среды объединяют на стадии 806. В еще одном варианте способа газ отделяют от скважинной текучей среды на стадии 808, и отделенный газ объединяют с реагентом на стадии 810. В другом варианте способа газ отделяют от скважинной текучей среды на стадии 808, и отделенный газ объединяют с промывной текучей средой на стадии 812, и полученную теку- 7 021134 чую среду объединяют с реагентом на стадии 814. В еще одном альтернативном варианте скважинную текучую среду объединяют с промывной текучей средой на стадии 816, и полученную текучую среду объединяют с реагентом на стадии 818. Поскольку мог бы быть применен любой из способов, результаты изображены как действия до логического ИЛИ на стадии 820. Затем образец испытуемой текучей среды подвергают оптическому тестированию на стадии 822. Сигнал, показательный для результата испытания, затем передается на обрабатывающую схему на стадии 824.
Фиг. 16 иллюстрирует опорную конструкцию для капиллярной трубки. Как обсуждалось выше, для обеспечения селективной проницаемости газа из скважинной текучей среды может быть использована тонкокапиллярная трубчатая мембрана 902. Капиллярная мембрана преимущественно характеризуется высоким отношением площади поверхности к объему и менее склонна к протечке из канала в канал по сравнению с тонкопленочной мембраной с плоским проточным каналом. Как иллюстрировано, трубка может быть смотана в компактную конструктивную форму. В частности, трубчатую мембрану наматывают вокруг опорной конструкции, которая занимает менее нескольких процентов всей площади поверхности.
Фиг. 17 иллюстрирует экспериментальный результат проточно-инжекционного анализа сульфида, растворенного в воде. Эксперимент проводили при температуре 150°С, давлении 5200 фунт/кв.дюйм (35,9 МПа), с использованием контура отбора образцов емкостью 5 мкл (микролитров). Образец текучей среды вводили в протекающий поток реагента и изменение цвета/оптический сигнал регистрировали с использованием микрофлюидной оптической ячейки с длиной пути 10 мм. Оптический сигнал наблюдали при длине волны 400 нм. При использовании длины волны 850 нм (или выше) в качестве базовой линии/эталона разность между этими двумя сигналами может быть использована для количественной оценки содержания сульфида.
Фиг. 18 иллюстрирует экспериментальный результат измерения газообразного Н2§ с использованием микрофлюидного устройства на основе мембраны из тонкостенных капиллярных трубок. Газопроницаемую капиллярную трубку намотали на механическую опору. Затем в капиллярную трубку протекал реагент, например, при величине расхода потока 50 мкл/мин, и газообразный Н2§ протекал со стороны подачи, то есть снаружи капиллярной трубки. Продукт реакции определяли с использованием микрофлюидной оптической ячейки с длиной пути испытательного участка равной 10 мм. Сигнал фиксировали при длине волны 400 нм и использовали. Для повышения точности можно было бы применять коррекцию по базисной линии, например, при длине волны 800 нм.
Несмотря на то что изобретение было описано для вышеуказанных примерных вариантов его осуществления, специалистам с обычной квалификацией в данной области техники понятно, что модификации и вариации иллюстрированных вариантов исполнения могут быть осуществлены в пределах раскрытой концепции изобретения. Более того, в то время как предпочтительные варианты исполнения описаны в связи с разнообразными иллюстративными конструкциями, квалифицированному специалисту в данной области техники понятно, что система может быть реализована с использованием многочисленных конкретных конструкций. Соответственно этому, изобретение не следует рассматривать как ограниченное приведенным описанием, а ограниченное только прилагаемыми пунктами формулы изобретения.
Claims (32)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Анализатор проб текучей среды для использования в стволе скважины, содержащий первый канал для ввода образца текучей среды, второй канал для ввода реагента в образец текучей среды и создания смешанной текучей среды, характеристики которой изменяются при наличии в ней представляющего интерес вещества, микрофлюидное устройство для ввода смешанной текучей среды, испытательный модуль для определения внутри ствола скважины изменения характеристики смешанной текучей среды в микрофлюидном устройстве, датчик для подачи сигнала, показывающего определение изменения характеристики смешанной текучей среды; и средство отделения образца текучей среды от скважинной текучей среды, расположенное между скважинной текучей средой и первым каналом, содержащее мембрану в виде скрученной капиллярной трубки.
- 2. Анализатор по п.1, дополнительно содержащий сепаратор компонентов.
- 3. Анализатор по п.1, дополнительно содержащий компенсатор давления для выравнивания давления текучей среды внутри и снаружи анализатора.
- 4. Анализатор по п.1, дополнительно содержащий модуль подачи текучей среды для введения каждой соответствующей текучей среды.
- 5. Анализатор по п.1, в котором сигнал, поданный датчиком, является показателем уровня концентрации представляющего интерес вещества в скважинной текучей среде.
- 6. Анализатор по п.1, в котором испытательный модуль содержит оптический излучатель и оптический приемник, который определяет различие в цвете или удельном коэффициенте пропускания.
- 7. Анализатор по п.1, в котором реагент выбран из группы, состоящей из меркурацетата флуоресцеина, комплексов катиона металла и органических соединений и металлоорганических материалов, объединенных с различными подходящими растворителями, и их комбинаций, пригодных для примене- 8 021134 ния в условиях как окружающей среды, так и ствола скважины.
- 8. Анализатор по п.1, в котором образец текучей среды представляет собой скважинную текучую среду.
- 9. Анализатор по п.1, в котором образец текучей среды представляет собой скважинную текучую среду, смешанную с промывочной текучей средой.
- 10. Анализатор по п.1, в котором микрофлюидное устройство содержит встроенный смеситель.
- 11. Анализатор по п.1, в котором представляющее интерес вещество для анализа может быть перенесено из одной фазы на стороне подачи в еще одну фазу на стороне пермеата.
- 12. Анализатор по п.1, в котором микрофлюидное устройство и испытательный модуль объединены в одно устройство.
- 13. Анализатор по п.1, в котором капиллярная трубка поддерживается структурой, которая увеличивает площадь диффузии.
- 14. Анализатор по п.1, в котором мембрана содержит тонкую пленку, многослойную микропористую или нанопористую мембрану.
- 15. Анализатор по п.1, в котором образец текучей среды представляет собой смесь промывочной текучей среды и скважинной текучей среды.
- 16. Анализатор по п.1, дополнительно содержащий мембрану, размещенную между скважинной текучей средой и первым каналом, и образец текучей среды представляет собой смесь промывочной текучей среды и газа, отделенного от скважинной текучей среды посредством мембраны.
- 17. Анализатор по п.1, в котором первый и второй каналы представляют собой часть многоканального клапана, и испытательный контур подсоединен между каналами клапана для ввода предварительно заданного фиксированного объема реагента.
- 18. Анализатор по п.1, дополнительно содержащий плунжер для подачи по меньшей мере одной из текучих сред в ответ на давление нагнетания другой текучей средой.
- 19. Анализатор по п.1, дополнительно содержащий плунжер для подачи по меньшей мере одной из текучих сред в ответ на давление в стволе скважины.
- 20. Анализатор по п.1, в котором давление уравновешено по меньшей мере одним из пружины или плунжера, гофрированной мембраны и диафрагменной мембраны.
- 21. Анализатор по п.1, дополнительно содержащий комбинированный пассивный смеситель и мембранный модуль.
- 22. Анализатор по п.1, дополнительно содержащий тонкостенную капиллярную трубку, которая действует как оптический волновод и соединена с оптическим источником и детектором.
- 23. Анализатор по п.1, в котором многочисленные контуры отбора образцов размещены между каналами на единичной микросхеме.
- 24. Анализатор по п.23, в котором контуры отбора образцов управляются по меньшей мере одним из многопозиционных переключаемых клапанов и клапанов однократного применения.
- 25. Способ обнаружения представляющего интерес вещества в скважинной текучей среде, предусматривающий использование анализатора по пп.1-24 и содержащий следующие этапы:вводят образец текучей среды через первый канал;вводят реагент в образец текучей среды через второй канал и создают смешанную текучую среду, характеристики которой изменяются при наличии в ней представляющего интерес вещества;направляют по меньшей мере часть смешанной текучей среды в микрофлюидное устройство; определяют внутри ствола скважины изменения характеристики смешанной текучей среды в микрофлюидном устройстве посредством испытательного модуля.
- 26. Способ по п.25, дополнительно содержащий стадию передачи выходного сигнала, показывающего уровень концентрации представляющего интерес вещества в скважинной текучей среде.
- 27. Способ по п.25, в котором испытательный модуль содержит оптический излучатель и оптический приемник и который дополнительно содержит этап определения различия в цвете или удельном коэффициенте пропускания.
- 28. Способ по п.25, в котором введение образца текучей среды содержит введение скважинной текучей среды.
- 29. Способ по п.25, в котором ввод образца текучей среды содержит ввод газа, отделенного от скважинной текучей среды посредством мембраны.
- 30. Способ по п.25, в котором ввод образца текучей среды содержит ввод смеси промывочной текучей среды и скважинной текучей среды.
- 31. Способ по п.25, в котором введение образца текучей среды содержит ввод смеси промывочной текучей среды и газа, отделенного от скважинной текучей среды посредством мембраны.
- 32. Способ по п.25, в котором первый и второй каналы представляют собой часть многоканального клапана и испытательный контур подсоединен между каналами клапана, при этом ввод реагента содержит обеспечение течения предварительно заданного объема реагента в испытательный контур.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US12/428,454 US20100269579A1 (en) | 2009-04-22 | 2009-04-22 | Detecting gas compounds for downhole fluid analysis using microfluidics and reagent with optical signature |
PCT/IB2010/000909 WO2010122413A1 (en) | 2009-04-22 | 2010-04-22 | Detecting gas compounds for downhole fluid analysis using microfluidics and reagent with optical signature |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA201171265A1 EA201171265A1 (ru) | 2012-05-30 |
EA021134B1 true EA021134B1 (ru) | 2015-04-30 |
Family
ID=42357773
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA201171265A EA021134B1 (ru) | 2009-04-22 | 2010-04-22 | Обнаружение газообразных соединений для анализа скважинных текучих сред с использованием микрофлюидных устройств и реагента с оптической регистрацией |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20100269579A1 (ru) |
EP (1) | EP2422195A1 (ru) |
BR (1) | BRPI1014955A2 (ru) |
EA (1) | EA021134B1 (ru) |
MX (1) | MX2011011077A (ru) |
WO (1) | WO2010122413A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2749223C1 (ru) * | 2020-03-27 | 2021-06-07 | Общество с ограниченной ответственностью «ГеоСплит» | Способ качественной и количественной оценки внутрискважинных притоков газа при многоступенчатом гидроразрыве пласта в системе многофазного потока |
Families Citing this family (30)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2013003958A1 (en) * | 2011-07-06 | 2013-01-10 | Source Rock Energy Partners Inc. | Jet pump data tool system |
US9441149B2 (en) | 2011-08-05 | 2016-09-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring the formation and transport of a treatment fluid using opticoanalytical devices |
US9395306B2 (en) | 2011-08-05 | 2016-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring fluids within or produced from a subterranean formation during acidizing operations using opticoanalytical devices |
US9222892B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-12-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for monitoring the quality of a fluid |
US9261461B2 (en) | 2011-08-05 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for monitoring oil/gas separation processes |
US9222348B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-12-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring the formation and transport of an acidizing fluid using opticoanalytical devices |
US8960294B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring fluids within or produced from a subterranean formation during fracturing operations using opticoanalytical devices |
US9464512B2 (en) | 2011-08-05 | 2016-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for fluid monitoring in a subterranean formation using one or more integrated computational elements |
US9182355B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for monitoring a flow path |
US8997860B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring the formation and transport of a fracturing fluid using opticoanalytical devices |
US8908165B2 (en) | 2011-08-05 | 2014-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for monitoring oil/gas separation processes |
US9297254B2 (en) | 2011-08-05 | 2016-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for monitoring fluids within or produced from a subterranean formation using opticoanalytical devices |
US9297767B2 (en) * | 2011-10-05 | 2016-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole species selective optical fiber sensor systems and methods |
US20130175036A1 (en) * | 2012-01-10 | 2013-07-11 | Andreas Hausot | Methods and Apparatus for Downhole Extraction and Analysis of Heavy Oil |
US8910514B2 (en) | 2012-02-24 | 2014-12-16 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods of determining fluid properties |
US10060250B2 (en) | 2012-03-13 | 2018-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole systems and methods for water source determination |
WO2014043127A2 (en) | 2012-09-13 | 2014-03-20 | Geosyntec Consultants, Inc. | Passive sampling device and method of sampling and analysis |
MX356312B (es) * | 2012-09-14 | 2018-05-23 | Halliburton Energy Services Inc | Sistemas y métodos para monitorear procesos de separación de petróleo/gas. |
US9239406B2 (en) | 2012-12-18 | 2016-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole treatment monitoring systems and methods using ion selective fiber sensors |
RU2619613C2 (ru) * | 2013-03-08 | 2017-05-17 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Системы и способы оптимизации анализа подземных скважин и текучих сред с помощью инертных газов |
US9804076B2 (en) * | 2013-03-13 | 2017-10-31 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Use of detection techniques for contaminant and corrosion control in industrial processes |
US10175380B2 (en) | 2013-04-18 | 2019-01-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Device and method for parallel microfluidic pressure-volume-temperature analysis |
US9103720B2 (en) * | 2013-07-10 | 2015-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for assaying polymers using an integrated computational element |
BR112016027737B1 (pt) * | 2014-09-18 | 2021-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Método e sistema para misturar um fluido |
BR112018003552A2 (pt) * | 2015-10-06 | 2018-09-25 | Halliburton Energy Services Inc | dispositivo de computação óptica microfluídico e método para medir uma característica de um fluido de amostra |
US10500587B2 (en) | 2016-07-20 | 2019-12-10 | Boise State University | Ferro-magnetic shape memory alloy microcavity fluid sensor |
US10962484B2 (en) | 2016-09-19 | 2021-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Detection via bandgap of reactive components in fluids |
US11761873B2 (en) * | 2016-12-14 | 2023-09-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method to predict downhole reservoir fluids interfacial tension |
GB201713017D0 (en) * | 2017-08-14 | 2017-09-27 | Innospec Ltd | Kit and method |
AR114207A1 (es) | 2018-01-15 | 2020-08-05 | Baker Hughes A Ge Co Llc | Utilización de microfluidos como tecnología de evaluación rápida para una recuperación mejorada de petróleo |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5644395A (en) * | 1995-07-14 | 1997-07-01 | Regents Of The University Of California | Miniaturized flow injection analysis system |
US20030134426A1 (en) * | 2000-02-26 | 2003-07-17 | Li Jiang | Hydrogen sulphide detection method and apparatus |
US20040098202A1 (en) * | 2002-08-21 | 2004-05-20 | Mcneil Robert Irving | Method for measuring fluid chemistry in drilling and production operations |
GB2412171A (en) * | 2004-02-19 | 2005-09-21 | Schlumberger Holdings | Spectroscopic pH measurement using optimised mixtures of reagents to extend measurement range |
US20060008382A1 (en) * | 2004-07-06 | 2006-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Microfluidic system for chemical analysis |
US20060008913A1 (en) * | 2004-07-06 | 2006-01-12 | Schlumberger Technology Corporation, Incorporated In The State Of Texas | Microfluidic separator |
US20080066537A1 (en) * | 2006-09-18 | 2008-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and Methods for Downhole Fluid Compatibility |
Family Cites Families (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4296810A (en) * | 1980-08-01 | 1981-10-27 | Price Ernest H | Method of producing oil from a formation fluid containing both oil and water |
US6196320B1 (en) * | 1998-01-21 | 2001-03-06 | Warren J. Ray | Method of cleaning a well bore prior to installing a water based fluid system |
GB2362469B (en) * | 2000-05-18 | 2004-06-30 | Schlumberger Holdings | Potentiometric sensor for wellbore applications |
GB2363809B (en) * | 2000-06-21 | 2003-04-02 | Schlumberger Holdings | Chemical sensor for wellbore applications |
US7025138B2 (en) * | 2000-12-08 | 2006-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for hydrogen sulfide monitoring |
US7095012B2 (en) * | 2000-12-19 | 2006-08-22 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for determining chemical composition of reservoir fluids |
MXPA04002508A (es) * | 2001-09-17 | 2004-05-31 | Ngk Insulators Ltd | Metodo para preparar membrana de zeolita tipo ddr, membrana de zeolita tipo ddr y membrana de zeolita tipo ddr compuesta y metodo para preparar las mismas. |
US6992768B2 (en) * | 2003-05-22 | 2006-01-31 | Schlumberger Technology Corporation | Optical fluid analysis signal refinement |
US6995360B2 (en) * | 2003-05-23 | 2006-02-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method and sensor for monitoring gas in a downhole environment |
US7362422B2 (en) * | 2003-11-10 | 2008-04-22 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for a downhole spectrometer based on electronically tunable optical filters |
US7511819B2 (en) * | 2003-11-10 | 2009-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Light source for a downhole spectrometer |
WO2006063094A1 (en) * | 2004-12-09 | 2006-06-15 | Caleb Brett Usa Inc. | In situ optical computation fluid analysis system and method |
US7595876B2 (en) * | 2006-01-11 | 2009-09-29 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for estimating a property of a fluid downhole |
US7336356B2 (en) * | 2006-01-26 | 2008-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for downhole spectral analysis of fluids |
US7508506B2 (en) * | 2006-04-04 | 2009-03-24 | Custom Sensors And Technology | Method and apparatus for performing spectroscopy downhole within a wellbore |
-
2009
- 2009-04-22 US US12/428,454 patent/US20100269579A1/en not_active Abandoned
-
2010
- 2010-04-22 WO PCT/IB2010/000909 patent/WO2010122413A1/en active Application Filing
- 2010-04-22 MX MX2011011077A patent/MX2011011077A/es active IP Right Grant
- 2010-04-22 EP EP10723288A patent/EP2422195A1/en not_active Withdrawn
- 2010-04-22 EA EA201171265A patent/EA021134B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-04-22 BR BRPI1014955A patent/BRPI1014955A2/pt not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5644395A (en) * | 1995-07-14 | 1997-07-01 | Regents Of The University Of California | Miniaturized flow injection analysis system |
US20030134426A1 (en) * | 2000-02-26 | 2003-07-17 | Li Jiang | Hydrogen sulphide detection method and apparatus |
US20040098202A1 (en) * | 2002-08-21 | 2004-05-20 | Mcneil Robert Irving | Method for measuring fluid chemistry in drilling and production operations |
GB2412171A (en) * | 2004-02-19 | 2005-09-21 | Schlumberger Holdings | Spectroscopic pH measurement using optimised mixtures of reagents to extend measurement range |
US20060008382A1 (en) * | 2004-07-06 | 2006-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Microfluidic system for chemical analysis |
US20060008913A1 (en) * | 2004-07-06 | 2006-01-12 | Schlumberger Technology Corporation, Incorporated In The State Of Texas | Microfluidic separator |
US20080066537A1 (en) * | 2006-09-18 | 2008-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and Methods for Downhole Fluid Compatibility |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2749223C1 (ru) * | 2020-03-27 | 2021-06-07 | Общество с ограниченной ответственностью «ГеоСплит» | Способ качественной и количественной оценки внутрискважинных притоков газа при многоступенчатом гидроразрыве пласта в системе многофазного потока |
WO2021194373A1 (ru) * | 2020-03-27 | 2021-09-30 | Общество с ограниченной ответственностью "ГеоСплит" | Способ оценки внутрискважинных притоков газа при многоступенчатом гидроразрыве пласта |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2010122413A1 (en) | 2010-10-28 |
EA201171265A1 (ru) | 2012-05-30 |
BRPI1014955A2 (pt) | 2019-09-24 |
EP2422195A1 (en) | 2012-02-29 |
US20100269579A1 (en) | 2010-10-28 |
MX2011011077A (es) | 2011-12-16 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA021134B1 (ru) | Обнаружение газообразных соединений для анализа скважинных текучих сред с использованием микрофлюидных устройств и реагента с оптической регистрацией | |
US7575681B2 (en) | Microfluidic separator | |
US7799278B2 (en) | Microfluidic system for chemical analysis | |
RU2315180C2 (ru) | Способ определения химического состава флюида в процессе бурения и добычи | |
US8826981B2 (en) | System and method for fluid processing with variable delivery for downhole fluid analysis | |
Cai et al. | A microfluidic chip based liquid–liquid extraction system with microporous membrane | |
Milani et al. | Development and application of a microfluidic in-situ analyzer for dissolved Fe and Mn in natural waters | |
US8146415B2 (en) | Downhole gas chromatograph | |
US11028690B2 (en) | System and methodology for chemical constituent sensing and analysis | |
US20010051338A1 (en) | Methods, devices, and systems for monitoring time dependent reactions | |
US11015446B2 (en) | Flushing microfluidic sensor systems | |
MX2011006294A (es) | Metodos microfluidicos y aparato para realizar deteccion quimica in situ. | |
US20140024073A1 (en) | Bio-mems for downhole fluid analysis | |
US20140371105A1 (en) | Mercury sensor for detecting, differentiating, and measuring organic and inorganic mercury compounds | |
CN104412105A (zh) | 在水性环境中的烃的检测 | |
WO2020008469A1 (en) | An integrated opto-microfluidic platform for real-time detection of gases in biosamples and liquids | |
Cai et al. | A gravity driven micro flow injection wetting film extraction system on a polycarbonate chip | |
Huang et al. | Microfluidic chip-based valveless flow injection analysis system with gravity-driven flows | |
US20230112340A1 (en) | Characterization of polar species in reservoir fluids | |
Harrison et al. | Development of a Downhole Measurement System for Phase Behavior of Reservoir Crude Oils and Retrograde Condensates | |
Moore et al. | Miniature FlowProbTM chemical sensor | |
CN101520417B (zh) | 荧光生物芯片 | |
Greenwood et al. | Analysis of toxic metals by micro total analytical systems (μTAS) with chemiluminescence | |
Al-Othman | Flow injection/sequential injection separation and preconcentration: Diffusion denuders as renewable separative surfaces in flow injection analysis | |
Lucero | A dynamic gas sampler/analyzer system for geopressured aquifer logging |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |