NO20101451A1

NO20101451A1 - Apparatus and method for obtaining formation samples

Info

Publication number: NO20101451A1
Application number: NO20101451A
Authority: NO
Inventors: Michael Shammai; Angus J Simpson
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 2008-04-15
Filing date: 2010-10-26
Publication date: 2010-12-29
Also published as: WO2009129185A2; GB201017960D0; BRPI0910628A2; WO2009129185A3; GB2472530A; US20090255672A1

Abstract

En anordning og en fremgangsmåte for å samle inn fluid fra en undergrunnsformasjon blir beskrevet. En fluidprøvebeholder har et langstrakt legeme. Det langstrakte legemet innbefatter en indre kavitet, en første ende som har en første åpning for å motta brønnhullsfluid i den indre kaviteten, en andre ende aksialt forskjøvet fra den første ende, hvor den andre ende har en andre åpning for å fordrive i det minste endel av brønnhullsfluidet fra den indre kaviteten. Fluidinnsamling innbefatter å etablere fluidkommunikasjon med en formasjon av interesse og fluidprøvebeholderen for å motta brønnhullsfluidet i den indre kaviteten gjennom den første åpningen og fordrive i det minste endel av brønnhullsfluidet fra den indre kaviteten gjennom den andre åpningen.An apparatus and method for collecting fluid from a subsurface formation are described. A fluid sample container has an elongated body. The elongated body includes an inner cavity, a first end having a first aperture for receiving wellbore fluid in the inner cavity, a second end axially displaced from the first end, the second end having a second aperture for displacing at least one end. of the wellbore fluid from the inner cavity. Fluid collection includes establishing fluid communication with a formation of interest and the fluid sample container for receiving the wellbore fluid in the inner cavity through the first opening and expelling at least a portion of the wellbore fluid from the inner cavity through the second opening.

Description

BAKGRUNN BACKGROUND

1. Teknisk område 1. Technical area

Foreliggende oppfinnelse angår generelt anordninger og fremgangsmåter for å evaluere formasjoner som gjennomskjæres av et brønnhull, og spesielt formasjonsprøvetakning og testing. The present invention generally relates to devices and methods for evaluating formations intersected by a wellbore, and in particular formation sampling and testing.

2. Bakgrunnsinformasjon 2. Background information

Formasjonsprøvetaknings- og testingsverktøy er blitt brukt i olje- og gass-industrien for innsamling av formasjonsprøver, for overvåkning av formasjons-parametre slik som trykk langs et brønnhull, og for å forutsi ytelsen til reservoarene omkring borehullet. Slike formasjonsprøvetaknings- og testingsverktøy innbefatter typisk en elastomerpakning eller en pute som blir presset mot et borehullsveggparti for å danne en isolert sone hvorfra formasjonsprøver blir innsamlet. Informasjon som bidrar til å bestemme formasjonens evne til å produsere hydrokarboner og til å bestemme boreoperasjonsparametre kan så innsamles ved å evaluere formasjons-prøvene. Formation sampling and testing tools have been used in the oil and gas industry to collect formation samples, to monitor formation parameters such as pressure along a wellbore, and to predict the performance of reservoirs around the wellbore. Such formation sampling and testing tools typically include an elastomeric gasket or pad that is pressed against a borehole wall portion to form an isolated zone from which formation samples are collected. Information that helps determine the formation's ability to produce hydrocarbons and to determine drilling operating parameters can then be gathered by evaluating the formation samples.

Informasjon om undergrunnsformasjoner som krysses av borehullet, kan fremskaffes ved hjelp av et stort antall teknikker. Teknikker basert på å fremskaffe formasjonsinformasjon innbefatter å fremskaffe én eller flere brønnhullsfluidprøver produsert fra undergrunnsformasjonene. Brønnhullsfluider slik uttrykket brukes her, innbefatter én av eller en hvilken som helst kombinasjon av borevæsker, returfluider, fossile formasjonsfluider og formasjonsfluider som kan være forurenset av materialer og fluider slik som slamfiltrater, borevæsker og returfluider. Brønnhullsfluidprøver blir ofte hentet fra borehullet og testet på et riggsted eller på et fjerntliggende laboratorium for å bestemme egenskaper ved fluidprøvene, hvor egenskapene blir brukt til å estimere formasjonsegenskaper. Moderne fluidprøvetakning innbefatter også forskjellige brønnhullstester for å estimere fluidegenskaper mens fluidprøven er nede i hullet. Information about subsurface formations crossed by the borehole can be obtained using a large number of techniques. Techniques based on obtaining formation information include obtaining one or more wellbore fluid samples produced from the subsurface formations. Wellbore fluids as the term is used herein include any one or any combination of drilling fluids, return fluids, fossil formation fluids and formation fluids that may be contaminated by materials and fluids such as mud filtrates, drilling fluids and return fluids. Wellbore fluid samples are often taken from the borehole and tested at a rig site or in a remote laboratory to determine properties of the fluid samples, where the properties are used to estimate formation properties. Modern fluid sampling also includes various downhole tests to estimate fluid properties while the fluid sample is downhole.

Noen formasjoner produserer farlige fluider, og lokale statlige forskrifter kan i stor grad regulere og begrense mengden av formasjonsfluider som kan føres inn i brønnhullet, for å redusere risikoen for eksponering av miljø og personell for disse farlige fluidene. Dette er tilfellet selv når det er nødvendig å hente opp fossile formasjonsprøver fra formasjoner som produserer farlige brønnhullsfluider. Det er vanskelig å hente opp fossile formasjonsprøver fra disse farlige fluidproduserende formasjonene fordi borehullsfluider og filtrater ofte forurenser formasjonsprøvene. En hindring er at renseprosessene som brukes for å fjerne borehullsforurensninger fra en fluidprøve for å oppnå en fossil fluidprøve hovedsakelig fri for borehullsforurensninger, vanligvis resulterer i utsprøyting av store mengder formasjonsfluider inn i borehullet. De farlige formasjonsfluidene blir dermed produsert inn i returfluidet som medfører miljømessige trusler og farer for personell på overflaten. Some formations produce hazardous fluids, and local government regulations can largely regulate and limit the amount of formation fluids that can be introduced into the wellbore, to reduce the risk of environmental and personnel exposure to these hazardous fluids. This is the case even when it is necessary to retrieve fossil formation samples from formations that produce hazardous wellbore fluids. It is difficult to retrieve fossil formation samples from these hazardous fluid-producing formations because borehole fluids and filtrates often contaminate the formation samples. One obstacle is that the cleaning processes used to remove borehole contaminants from a fluid sample to obtain a fossil fluid sample substantially free of borehole contaminants usually result in the injection of large amounts of formation fluids into the borehole. The dangerous formation fluids are thus produced into the return fluid, which entails environmental threats and dangers for personnel on the surface.

OPPSUMMERING SUMMARY

Det følgende presenterer en generell oppsummering av flere aspekter ved oppfinnelsen for å gi en grunnleggende forståelse av i det minste noen aspekter ved oppfinnelsen. Denne oppsummeringen er ikke en uttømmende oversikt over oppfinnelsen. Den er ikke ment å identifisere nøkkeltrekk eller kritiske elementer ved oppfinnelsen eller å avgrense omfanget av patentkravene. Den følgende oppsummeringen presenterer kun visse konsepter ved oppfinnelsen på en generell form som en innledning til den mer detaljerte beskrivelse som følger. The following presents a general summary of several aspects of the invention to provide a basic understanding of at least some aspects of the invention. This summary is not an exhaustive overview of the invention. It is not intended to identify key features or critical elements of the invention or to delimit the scope of the patent claims. The following summary presents only certain concepts of the invention in a general form as a prelude to the more detailed description that follows.

En anordning for innsamling av et fluid fra en undergrunnsformasjon er beskrevet, som innbefatter en fluidprøvebeholder som har et langstrakt legeme. Det langstrakte legemet innbefatter en indre kavitet, en første ende som har en første åpning for å motta brønnhullsfluid inn i den indre kaviteten, en andre ende aksialt forskjøver fra den første enden idet den andre enden har en andre åpning for å fordrive i det minste endel av brønnhullsfluidet fra den indre kaviteten. A device for collecting a fluid from a subsurface formation is described, which includes a fluid sample container having an elongated body. The elongate body includes an inner cavity, a first end having a first opening for receiving wellbore fluid into the inner cavity, a second end axially offset from the first end, the second end having a second opening for expelling at least a portion of the wellbore fluid from the inner cavity.

En fremgangsmåte for innsamling av et brønnhullsfluid innbefatter å etablere fluidkommunikasjon mellom en formasjon av interesse og en fluidprøvebeholder som har et langstrakt legeme, hvor det langstrakte legemet innbefatter en indre kavitet, en første ende som har en første åpning, en andre ende aksialt forskjøvet fra den første ende, hvor den andre ende har en andre åpning. Fremgangsmåten innbefatter videre å motta brønnhullsfluidet inn i den indre kaviteten gjennom den første åpningen og å fordrive i det minste endel av brønnhullsfluidet fra den indre kaviteten gjennom den andre åpningen. A method of collecting a wellbore fluid includes establishing fluid communication between a formation of interest and a fluid sample container having an elongate body, the elongate body including an internal cavity, a first end having a first opening, a second end axially offset from the first end, where the other end has a second opening. The method further includes receiving the wellbore fluid into the inner cavity through the first opening and expelling at least a portion of the wellbore fluid from the inner cavity through the second opening.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

For å få en detaljert forståelse av foreliggende oppfinnelse skal det vises til den følgende detaljerte beskrivelse av flere utførelsesformer, tatt i forbindelse med de vedføyde tegningene hvor like elementer er blitt like henvisningstall, og hvor: Fig. 1 skjematisk illustrerer et ikke-begrensende eksempel på et brønn-loggingssystem i et kabelarrangement i henhold til flere ikke-begrensende utførelsesformer av oppfinnelsen; In order to obtain a detailed understanding of the present invention, reference should be made to the following detailed description of several embodiments, taken in conjunction with the attached drawings where like elements have been given like reference numbers, and where: Fig. 1 schematically illustrates a non-limiting example of a well logging system in a cable arrangement according to several non-limiting embodiments of the invention;

fig. 2 illustrerer et ikke-begrensende eksempel på utstrekkbare sonder som kan benyttes i flere utførelsesformer av oppfinnelsen; fig. 2 illustrates a non-limiting example of extendable probes that can be used in several embodiments of the invention;

fig. 3 illustrerer et ikke-begrensende eksempel på et dobbeltpaknings-arrangement som kan benyttes i flere utførelsesformer av oppfinnelsen; fig. 3 illustrates a non-limiting example of a double packing arrangement that can be used in several embodiments of the invention;

fig. 4 illustrerer et ikke-begrensende eksempel på en fluidprøvebeholder som er egnet for bruk som en gjennomstrømningsprøvebeholder; og fig. 5 illustrerer et eksempel på en fluidprøvebeholder som innbefatter én eller flere anordninger for å regulere trykk inne i beholderen under transport. fig. 4 illustrates a non-limiting example of a fluid sample container suitable for use as a flow-through sample container; and fig. 5 illustrates an example of a fluid sample container that includes one or more devices for regulating pressure inside the container during transport.

BESKRIVELSE AV UTFØRELSESEKSEMPLER DESCRIPTION OF EMBODIMENT EXAMPLES

Fig. 1 illustrerer skjematisk et ikke-begrensende eksempel på et brønn-logingssystem 100 i et kabelarrangement i henhold til flere ikke-begrensende utførelsesformer av oppfinnelsen. Eksemplet på loggesystem 100 innbefatter en brønnhullsmodul 102 vist plassert i et borehull 104 og understøttet av en kabel 106. Brønnhullsmodulen 102 kan innbefatte ett eller flere sentreringsorganer 108,110 for å sentrere brønnhullsmodulen 102 i borehullet 104. Kabelen 106 kan være under-støttet av en hjulskive 112 anordnet i en borerigg 114. Kabelen 106 kan være viklet på en trommel 116, her vist montert på en lastebil 118, for å senke eller heve brønn-hullsmodulen 102 i borehullet. Kabelen 106 kan omfatte en flertråds kabel som har elektriske ledere for overføring av elektriske signaler og kraft fra overflaten til brønn-hullsmodulen 102, og for å overføre informasjon til og fra brønnhullsmodulen 102. Brønnhullsmodulen 102 kan sende informasjon til og motta informasjon fra overflaten for behandling og/eller for å utføre kommandoer. En kombinert sender/- mottaker 120 på overflaten og en styringsenhet 122 kan være lokalisert på kjøretøyet 118 eller på et hvilket som helst egnet sted på overflaten. Eksemplet på brønnhullsmodul 102 kommuniserer med styringsenheten 122 på overflaten via senderen/mottakeren 120 på overflaten og en kombinert sender/mottaker 124 nede i hullet. Fig. 1 schematically illustrates a non-limiting example of a well logging system 100 in a cable arrangement according to several non-limiting embodiments of the invention. The example of logging system 100 includes a wellbore module 102 shown placed in a borehole 104 and supported by a cable 106. The wellbore module 102 may include one or more centering means 108,110 to center the wellbore module 102 in the borehole 104. The cable 106 may be supported by a pulley 112 arranged in a drilling rig 114. The cable 106 can be wound on a drum 116, here shown mounted on a truck 118, to lower or raise the well-hole module 102 in the borehole. The cable 106 may comprise a multi-wire cable having electrical conductors for transmitting electrical signals and power from the surface to the downhole module 102, and for transmitting information to and from the downhole module 102. The downhole module 102 can send information to and receive information from the surface for processing and/or to execute commands. A combined surface transceiver 120 and control unit 122 may be located on the vehicle 118 or at any suitable location on the surface. The example of wellbore module 102 communicates with the control unit 122 on the surface via the transmitter/receiver 120 on the surface and a combined transmitter/receiver 124 downhole.

Kabeleksemplet på fig. 1 opererer som en bærer, men en hvilken som helst bærer kan anses å være innenfor rammen for oppfinnelsen. Uttrykket "bærer" slik det brukes her, betyr en hvilken som helst anordning, anordningskomponent, kombinasjon av anordninger, media og/eller organ som kan brukes til å transportere, romme, understøtte eller på annen måte lette bruken av en annen anordning, anordningskomponent, kombinasjon av anordninger, media og/eller organ. Eksempler på ikke begrensende bærere innbefatter borestrenger av oppkveilings-rørtypen, av skjøterørtypen og enhver kombinasjon eller del av disse. Andre eksempler på bærere innbefatter foringsrør, kabler, kabelsonder, glattkabelsonder, brønnhullsmoduler, bunnhullsanordninger, borestrenginnsatser, moduler, indre hus og substratdeler for disse. The cable example in fig. 1 operates as a carrier, but any carrier may be considered to be within the scope of the invention. The term "carrier" as used herein means any device, device component, combination of devices, media and/or organ that can be used to transport, accommodate, support or otherwise facilitate the use of another device, device component, combination of devices, media and/or body. Examples of non-limiting carriers include drill strings of the coiled pipe type, of the extension pipe type, and any combination or part thereof. Other examples of carriers include casing, cables, cable probes, smooth cable probes, wellbore modules, downhole assemblies, drill string inserts, modules, inner casings and substrate parts therefor.

I den ikke-begrensende utførelsesformen på fig. 1 innbefatter brønnhulls-modulen 102 et brønnhullsevalueringsverktøy 126, og brønnhullsevaluerings-verktøyet 126 kan innbefatte en sammenstilling av flere verktøysegmenter som er sammenføyet ende-mot-ende ved hjelp av gjengede muffer eller innbyrdes kompresjonskoblinger 128. En sammenstilling av verktøysegmenter som er egnet for foreliggende oppfinnelse, kan innbefatte et arrangement som vist på fig. 1. Arrangementet innbefatter senderen/mottakeren 124 som er diskutert ovenfor, og en brønnhullsstyringsenhet 130 er vist under senderen/mottakeren 124. Brønnhulls-styringsenheten 130 kan videre innbefatte en prosessor og et arbeidslager for behandling av informasjon og for å utføre kommandoer brukt til å styre aspekter ved brønnhullsmodulen 102. En kraftenhet 132 kan være koblet under styringsenheten 130. Kraftenheten 132 kan innbefatte én eller flere av en hydraulisk kraftenhet, en elektrisk kraftenhet og en elektromekanisk kraftenhet. Et formasjonsprøveverktøy 134 er vist koblet til evalueringsverktøyet 126 under kraftenheten 132. In the non-limiting embodiment of FIG. 1, the wellbore module 102 includes a wellbore evaluation tool 126, and the wellbore evaluation tool 126 may include an assembly of multiple tool segments that are joined end-to-end by means of threaded sleeves or mutual compression couplings 128. An assembly of tool segments suitable for the present invention , may include an arrangement as shown in fig. 1. The arrangement includes the transmitter/receiver 124 discussed above, and a wellbore control unit 130 is shown below the transmitter/receiver 124. The wellbore control unit 130 may further include a processor and a work store for processing information and for executing commands used to control aspects of the wellbore module 102. A power unit 132 may be connected below the control unit 130. The power unit 132 may include one or more of a hydraulic power unit, an electrical power unit and an electromechanical power unit. A formation test tool 134 is shown connected to the evaluation tool 126 below the power unit 132 .

Formasjonsprøveverktøyet 134 som er vist som et eksempel på fig. 1, innbefatter et formasjonsprøveorgan 136 og et prøvefordrivningsorgan 138. Formasjonsprøveorganet 136 kan være utstrekkbar som vist i dette eksemplet, eller formasjonsprøveorganet 136 kan være en verktøydel som har en port for å motta en formasjonsprøve. Prøvefordrivningsorganet 138 kan likeledes være utstrekkbart som vist på denne figuren, eller prøvefordrivningsorganet 138 kan være en verktøydel som har en port for å fordrive en formasjonsprøve fra verktøyet. Formasjonsprøve-verktøyet 134 kan være konstruert for å innhente og/eller ekstrahere en formasjons-kjerneprøve, en formasjonsfluidprøve, formasjonsbilder, nukleær informasjon, elektromagnetisk informasjon og/eller andre brønnhullsprøver. The formation test tool 134 shown as an example in FIG. 1, includes a formation sample member 136 and a sample displacement member 138. The formation sample member 136 may be extendable as shown in this example, or the formation sample member 136 may be a tool part having a port for receiving a formation sample. The sample displacer 138 may also be extendable as shown in this figure, or the sample displacer 138 may be a tool part having a port for displacing a formation sample from the tool. The formation sample tool 134 may be designed to obtain and/or extract a formation core sample, a formation fluid sample, formation images, nuclear information, electromagnetic information, and/or other downhole samples.

Det vises til fig. 1, 2 og 3 hvor flere ikke-begrensende utførelsesformer kan være utformet med formasjonsprøveverktøyet 134 operativt som et fluidprøve-verktøy. I disse utførelsesformene kan formasjonsprøveorganet innbefatte en utstrekkbar sonde med en tettende pute 200 for å isolere endel av borehullsveggen. Fluidfordrivningsorganet 138 kan også innbefatte en utstrekkbar sonde som har en tettende pute 200 som skissert på fig. 2. Andre eksempler på arrangementer kan bruke dobbeltpakning 300 som skissert på fig. 3 for å isolere borehullspartiet for de respektive formasjonsprøveorganene 136 og fluidfordrivningsorganet 138. Kombinasjoner av utstrekkbare putetetninger og dobbeltpakninger er også innenfor rammen av oppfinnelsen. En fluidpumpe 140 kan være plassert i fluidkommunikasjon med formasjonsprøveorganet 136 som innbefatter formasjonsprøveverktøyet 134 for innsamling av fluidprøver. Fluidpumpen 140 kan være en enkelt pumpe eller kan innbefatte en pumpe for ledningsspyling og en mindre forskyvningspumpe for innsamling av prøver og for kvantitativ overvåkning av fluid som er mottatt av brønn-hullsevalueringsverktøyet via formasjonsprøveverktøyet 134. Fluidpumpen 140 kan være en pumpe med regulerbar hastighet eller en pumpe med konstant hastighet. Reference is made to fig. 1, 2 and 3 where several non-limiting embodiments may be designed with the formation testing tool 134 operative as a fluid testing tool. In these embodiments, the formation test member may include an extendable probe with a sealing pad 200 to isolate part of the borehole wall. The fluid displacement member 138 may also include an extendable probe having a sealing pad 200 as outlined in FIG. 2. Other examples of arrangements may use double packing 300 as outlined in fig. 3 to isolate the borehole portion for the respective formation test members 136 and fluid displacement member 138. Combinations of extendable pad seals and double seals are also within the scope of the invention. A fluid pump 140 may be placed in fluid communication with the formation sampling member 136 which includes the formation sampling tool 134 for collecting fluid samples. The fluid pump 140 may be a single pump or may include a line flushing pump and a smaller displacement pump for collecting samples and for quantitative monitoring of fluid received by the wellbore evaluation tool via the formation sampling tool 134. The fluid pump 140 may be a variable speed pump or a pump at constant speed.

Én eller flere gjennomspylbare fluidprøvebeholdere 142 kan være innbefattet under fluidpumpen 140 og over prøvefordrivningsorganet 138.1 flere eksempler er fluidprøvebeholderne 142 enkeltvis eller kollektivt løsbare fra evalueringsverktøyet i formasjonsprøveverktøyet 134. Ytterligere detaljer ved flere eksempler på gjennomspylbare fluidprøvebeholdere vil bli gitt nedenfor under henvisning til fig. 4-5. One or more flushable fluid sample containers 142 may be included below the fluid pump 140 and above the sample displacement member 138. In several examples, the fluid sample containers 142 are individually or collectively detachable from the evaluation tool in the formation test tool 134. Further details of several examples of flushable fluid sample containers will be given below with reference to fig. 4-5.

Fig. 4 illustrerer et ikke-begrensende eksempel på en fluidprøvebeholder 400 som er egnet for bruk som en gjennomspylbar prøvebeholder i henhold til én eller flere utførelsesformer som er beskrevet ovenfor og som vist på fig. 1 under henvisningstall 142. Fluidprøvebeholderen 400 kan brukes i et kabelarrangement, i et arrangement for bruk under boring, et glattkabelarrangement eller ved bruk av en hvilken som helst egnet bærer for å transportere fluidprøvebeholderen 400 i et brønnhull. Utførelseseksemplet på fig. 4 er vist løsbart montert i en brønnhullsmodul 102. Fig. 4 illustrates a non-limiting example of a fluid sample container 400 suitable for use as a flushable sample container according to one or more embodiments described above and as shown in Fig. 1 under reference number 142. The fluid sample container 400 can be used in a cable arrangement, in an arrangement for use during drilling, a smooth cable arrangement or using any suitable carrier to transport the fluid sample container 400 in a wellbore. The design example in fig. 4 is shown releasably mounted in a wellbore module 102.

Eksemplet på fluidprøvebeholder 400 som er vist på fig. 4, innbefatter et langstrakt legeme 402 som har en indre kavitet 404 for å motta fluidprøver 406. Det langstrakte legemet 402 som inneholder fluidprøvebeholderen 400, innbefatter en første ende 408 og en andre ende 410 aksialt forskjøvet fra den første enden. Det langstrakte legemet 402 har en første åpning 412 i den første ende for å motta fluidet 406 inn i den indre kaviteten 404, og en andre åpning 414 i den andre enden 410 for å fordrive i det minste endel av fluidet 406 fra den indre kaviteten 404. Fluidprøvebeholderen 400 ifølge denne ikke-begrensende utførelsesformen innbefatter en fluidstrømningsreguleringsanordning 416 i nærheten av den andre ende 410 av legemet 402 og koblet til brønnhullsmodulen for å regulere fluidfordrivning fra den indre kaviteten 404. Fluidstrømningsreguleringsanordningen 416 som er vist, kan være en regulert ventil eller en hvilken som helst egnet fluid-strømningsregulator som kan reguleres for å styre fluidfordrivning fra den andre åpningen 414 under fluidprøvetakning. og kan være operativ for å stoppe fluidfordrivning når en forutbestemt parameter er oppfylt for det brønnhullsfluidet som fordrives fra fluidbeholderen 400. The example of fluid sample container 400 shown in fig. 4, includes an elongated body 402 having an internal cavity 404 for receiving fluid samples 406. The elongated body 402 containing the fluid sample container 400 includes a first end 408 and a second end 410 axially offset from the first end. The elongate body 402 has a first opening 412 at the first end to receive the fluid 406 into the inner cavity 404, and a second opening 414 at the second end 410 to expel at least part of the fluid 406 from the inner cavity 404 The fluid sample container 400 according to this non-limiting embodiment includes a fluid flow control device 416 near the other end 410 of the body 402 and connected to the wellbore module to control fluid displacement from the internal cavity 404. The fluid flow control device 416 shown may be a regulated valve or a any suitable fluid flow regulator that can be regulated to control fluid displacement from the second port 414 during fluid sampling. and may be operative to stop fluid displacement when a predetermined parameter is met for the wellbore fluid being displaced from the fluid container 400.

Ytterligere fluidreguleringsanordninger 416 er vist i utførelseseksemplet på fig. 4, koblet til brønnhullsmodulens innstrømningsledning 420 og inne i beholderen 400 i nærheten av legemets første ende 408 for å regulere fluidstrømning til og inne i den første enden. Fluidreguleringsanordningene i den første enden kan hovedsakelig være maken til fluidreguleringsanordningene 416 i nærheten av den andre enden 410, men fluidreguleringsanordningene 416 kan være av forskjellige typer uten å avvike fra oppfinnelsens ramme. Further fluid regulation devices 416 are shown in the embodiment of fig. 4, connected to the wellbore module inflow line 420 and inside the container 400 near the first end 408 of the body to regulate fluid flow to and inside the first end. The fluid regulation devices at the first end can mainly be the same as the fluid regulation devices 416 in the vicinity of the second end 410, but the fluid regulation devices 416 can be of different types without deviating from the scope of the invention.

Utførelseseksemplet som er vist på fig. 4 innbefatter en strømningslednings-kobling 418 forbundet med en innstrømningsledning 420 ved legemets første ende 408 for å tillate fluidstrømning inn i den indre kaviteten 404. En lignende strømnings-ledningskobling 418 og strømningsreguleringsanordningen 416 er vist koblet til en utstrømningsledning 422 ved legemets andre ende 410 for å tillate fluidfordrivning fra den indre kaviteten 404. Innstrømningsledningen 420 og utstrømningsledningen 422 i det viste eksemplet, er strømningsledningspartier i brønnhullsmodulen 102 som er i fluidkommunikasjon med den indre kaviteten 404 i formasjonsprøvebeholderen 400. The embodiment shown in fig. 4 includes a flow line coupling 418 connected to an inflow line 420 at the first end 408 of the body to allow fluid flow into the inner cavity 404. A similar flow line coupling 418 and the flow control device 416 are shown connected to an outflow line 422 at the second end 410 of the body for to allow fluid displacement from the internal cavity 404. Inflow conduit 420 and outflow conduit 422 in the example shown are flow conduit portions of the wellbore module 102 that are in fluid communication with the internal cavity 404 of the formation sample vessel 400.

Fluidprøvebeholderen 400 kan være løsbar fra brønnhullsmodulen 102 ved The fluid sample container 400 may be detachable from the wellbore module 102 by

bruk av løsbare strømningsledningskoblinger 418 og en eller flere løsbare koblinger 424 som kobler fluidprøvebeholderlegemet 402 til brønnhullsmodulen 102. Brønnhullsmodulen 102 kan innbefatte en pumpe 140 for å transportere fluid gjennom en strømningsreguleringsanordning 416 som kan være en ventil som kan reguleres nede i hullet ved å bruke kommandosignaler. Fluidstrømningsregulerings-anordningen 416 er i kommunikasjon med den indre kaviteten 404. using releasable flowline connectors 418 and one or more releasable connectors 424 connecting the fluid sample container body 402 to the wellbore module 102. The wellbore module 102 may include a pump 140 to transport fluid through a flow control device 416 which may be a valve that can be regulated downhole using command signals . The fluid flow control device 416 is in communication with the inner cavity 404.

Eksemplet på fluidprøvebeholder 400 kan videre innbefatte en tilbakeslagsventil 426 som vist, koblet til innstrømningsledningskoblingen 418 og en lignende tilbakeslagsventil 426 koblet til utstrømningsledningskoblingen 418 for å bidra til å sikre at fluid strømmer gjennom fluidprøvebeholderen 400 i en retning under en brønnhullsprøverensingsoperasjon. The example fluid sample container 400 may further include a check valve 426 as shown, connected to the inflow line connector 418 and a similar check valve 426 connected to the outflow line connector 418 to help ensure that fluid flows through the fluid sample container 400 in one direction during a wellbore sample cleaning operation.

Den ikke-begrensende utførelsesformen på fig. 4 kan videre innbefatte en fluidevalueringsmodul 428.1 én eller flere utførelsesformer kan fluidevalueringsmodulen 428 være i fluidkommunikasjon med utstrømningsledningen 422 for å estimere fluidinnhold i fluid fordrevet fra den indre kaviteten 404.1 én eller flere utførelsesformer kan fluidevalueringsmodulen 428 være i fluidkommunikasjon med innstrømningsledningen 420 for estimering av fluidinnhold i fluid som strømmer inn i den indre kaviteten 404.1 én eller flere utførelsesformer kan en fluidevalueringsmodul 428 være i fluidkommunikasjon med både innstrømningsledningen 420 og utstrømningsledningen 422 for å estimere fluidinnhold i fluid som strømmer inn i og strømmer ut av den indre kaviteten 404. Fluidevalueringsmodulen kan være en enkelt modul som vist, eller kan være implementert ved å bruke to eller flere moduler. The non-limiting embodiment of FIG. 4 may further include a fluid evaluation module 428. In one or more embodiments, the fluid evaluation module 428 may be in fluid communication with the outflow line 422 to estimate fluid content in fluid displaced from the inner cavity 404. In one or more embodiments, the fluid evaluation module 428 may be in fluid communication with the inflow line 420 to estimate fluid content in fluid flowing into the inner cavity 404. In one or more embodiments, a fluid evaluation module 428 may be in fluid communication with both the inflow line 420 and the outflow line 422 to estimate fluid content of fluid flowing into and flowing out of the inner cavity 404. The fluid evaluation module may be a single module as shown, or may be implemented using two or more modules.

Fluidevalueringsmodulen 428 kan innbefatte et hvilket som helst antall fluidmåleanordninger for estimering av fluidkarakteristikker for fluidet 406 som strømmer inn i eller ut av den indre kaviteten 404. Fluidevalueringsmodulen 428 kan være anordnet for å estimere optiske karakteristikker, elektriske karakteristikker, fysiske karakteristikker og en hvilken som helst kombinasjon av karakteristikker ved fluidet 406. Noen testanordninger kan f .eks. være i fluidkontakt med fluid som strømmer i fluidevalueringsmodulen, noen anordninger kan være i optisk kommunikasjon, noen anordninger kan være i akustisk kommunikasjon, noen anordninger kan være i fysisk kontakt med fluidet, og ytterligere andre kan være i trykk- og/eller termisk kommunikasjon med fluidet. The fluid evaluation module 428 may include any number of fluid measurement devices for estimating fluid characteristics of the fluid 406 flowing into or out of the inner cavity 404. The fluid evaluation module 428 may be arranged to estimate optical characteristics, electrical characteristics, physical characteristics, and any combination of characteristics of the fluid 406. Some test devices can e.g. be in fluid contact with fluid flowing in the fluid evaluation module, some devices may be in optical communication, some devices may be in acoustic communication, some devices may be in physical contact with the fluid, and still others may be in pressure and/or thermal communication with the fluid.

Optiske karakteristikker kan estimeres ved å bruke en fluorescenstest-anordning nede i brønnhullet, et reflektometer, et spektrometer eller en hvilken som helst kombinasjon av disse. Fysiske karakteristikker for fluidet kan estimeres ved å bruke et viskometer, en trykksensor, en temperatursensor, en fluiddensitets-transduser eller en hvilken som helst kombinasjon av disse. Elektriske karakteristikker ved fluidet 406 kan estimeres ved å bruke resistivitetsmåleanordninger, kapasitans- og dielektrisitetskonstantmåleanordninger eller kombinasjoner av disse. Andre anordninger kan være innbefattet i fluidevalueringsmodulen 428 for å estimere kjemiske fluidegenskaper og sammensetningsmessige egenskaper. Eksempler på anordninger innbefatter, men er ikke begrenset til, en gasskromatograf, en pH-testanordning, en salinitetstestanordning, en Co2-testanordning, en H2S-testanordning, en anordning for å bestemme voks- og asfaltenkomponenter, en anordning for å bestemme metallinnhold (kvikksølv eller andre metaller), en anordning for å bestemme surhetsgrad for fluidet, eller en hvilken som helst kombinasjon av disse. Optical characteristics can be estimated using a downhole fluorescence test device, a reflectometer, a spectrometer, or any combination of these. Physical characteristics of the fluid can be estimated using a viscometer, a pressure sensor, a temperature sensor, a fluid density transducer, or any combination thereof. Electrical characteristics of the fluid 406 can be estimated using resistivity measuring devices, capacitance and dielectric constant measuring devices or combinations thereof. Other means may be included in the fluid evaluation module 428 to estimate fluid chemical properties and compositional properties. Examples of devices include, but are not limited to, a gas chromatograph, a pH test device, a salinity test device, a Co2 test device, an H2S test device, a device for determining wax and asphaltene components, a device for determining metal content (mercury or other metals), a device for determining the acidity of the fluid, or any combination of these.

I én eller flere utførelsesformer er den indre kaviteten 404 definert av en glatt buet overflate 430 inne i legemet 402. Overflaten 430 kan være valgt basert på det ønskede kavitetsvolumet, total dimensjon for legemet og av fluidstrømnings-karakteristikker. I utførelseseksemplet på fig. 4 har den indre kaviteten 404 et hovedsakelig ovalt tverrsnitt langs en langsgående akse. I én eller flere utførelsesformer kan den indre kaviteten 404 være sfærisk med et hovedsakelig sirkulært tverrsnitt. I én eller flere utførelsesformer kan den indre kaviteten 404 ha et sylindrisk midtparti med flate endepartier, hemisfæriske endepartier, koniske endepartier eller en hvilken som helst annen form av endepartiet som gir relativt fri fluidstrømning inne i den indre kaviteten 404. En overflatebehandling som reduserer fluidadhesjon, kan videre brukes for å redusere fastklebing og motstand i fluid-strømningen inne i den indre kaviteten 404. Eksempler på overflatebehandlinger innbefatter, men er ikke begrenset til, polering, belegning, laminater, innsatser og kombinasjoner av disse. In one or more embodiments, the internal cavity 404 is defined by a smoothly curved surface 430 within the body 402. The surface 430 may be selected based on the desired cavity volume, overall dimension of the body, and fluid flow characteristics. In the design example in fig. 4, the inner cavity 404 has a substantially oval cross-section along a longitudinal axis. In one or more embodiments, the inner cavity 404 may be spherical with a substantially circular cross-section. In one or more embodiments, the inner cavity 404 may have a cylindrical center portion with flat end portions, hemispherical end portions, conical end portions, or any other shape of the end portion that provides relatively free fluid flow within the inner cavity 404. A surface treatment that reduces fluid adhesion, can further be used to reduce sticking and resistance to fluid flow within the inner cavity 404. Examples of surface treatments include, but are not limited to, polishing, coating, laminates, inserts and combinations thereof.

Det vises nå til fig. 5 hvor et eksempel på en fluidprøvebeholder 500 videre kan innbefatte én eller flere anordninger for å regulere trykk inne i beholderen 500 under transport. Den ikke-begrensende utførelsesformen som er vist på fig. 5, er koblet til en brønnhullsmodul 102 og innbefatter en hovedsakelig sylindrisk indre kavitet 504. Mange av elementene på fig. 5 kan være hovedsakelig maken til likt nummererte elementer som er beskrevet ovenfor og vist på fig. 4. For korthets skyld vil den følgende beskrivelse fokusere mer på de ytterligere trekkene som er vist på fig. 5. Reference is now made to fig. 5 where an example of a fluid sample container 500 may further include one or more devices for regulating pressure inside the container 500 during transport. The non-limiting embodiment shown in FIG. 5, is connected to a wellbore module 102 and includes a substantially cylindrical internal cavity 504. Many of the elements of FIG. 5 may be essentially the same as the similarly numbered elements described above and shown in fig. 4. For the sake of brevity, the following description will focus more on the additional features shown in FIG. 5.

Eksemplet på fluidprøvebeholder 500 innbefatter et langstrakt legeme 502 som har en indre kavitet 504 for å motta fluidprøver 506. Det langstrakte legemet 502 med eksemplet på fluidprøvebeholder 500 innbefatter en første ende 508 og en andre ende 510 aksialt forskjøvet fra den første ende. Det langstrakte legemet 502 har en første åpning 512 i den første ende 508 for å motta fluidet i den indre kaviteten 504 fra formasjonsprøveorganet 136. En andre åpning 514 i den andre enden 510 kan brukes til å fordrive i det minste endel av fluidet 506 fra den indre kaviteten 504 gjennom fluidfordrivningsorganet 138. Fluidprøvebeholderen 500 ifølge dette ikke-begrensende utførelseseksemplet innbefatter en trykkreguleringsanordning 516 for å regulere trykk i fluidprøven 506. Trykkreguleringsanordningen 516 tilveiebringer en strømningsbane via en tilbakeslagsventil 522 for fluid 506 som strømmer gjennom den indre kaviteten 504 og tillater hovedsakelig ubegrenset strømning gjennom renseprosessen og fordrivningen av fluidet fra den indre kaviteten 504 via fordrivningsorganet 138. Trykkreguleringsanordningen 516 i én eller flere ikke-begrensende utførelsesformer innbefatter et stempel 526 som er bevegelig anordnet inne i kaviteten 504. Én eller flere O-ringer 518 utgjør en fluid- og trykkpakning mellom stempelet 526 og kavitetsveggen 530. Tilbakeslagsventilen 522 er posisjonert inne i stempelet 526 for å tilveiebringe en strømningsbane gjennom stempelet 526 til åpningen 514 i den andre ende 510. The exemplary fluid sample container 500 includes an elongated body 502 having an internal cavity 504 for receiving fluid samples 506. The elongated body 502 of the exemplary fluid sample container 500 includes a first end 508 and a second end 510 axially offset from the first end. The elongate body 502 has a first opening 512 in the first end 508 to receive the fluid in the inner cavity 504 from the formation test member 136. A second opening 514 in the second end 510 can be used to expel at least a portion of the fluid 506 from the the inner cavity 504 through the fluid displacement means 138. The fluid sample container 500 according to this non-limiting exemplary embodiment includes a pressure control device 516 for regulating pressure in the fluid sample 506. The pressure control device 516 provides a flow path via a check valve 522 for fluid 506 flowing through the inner cavity 504 and allows substantially unlimited flow through the cleaning process and the displacement of the fluid from the internal cavity 504 via the displacement means 138. The pressure regulation device 516 in one or more non-limiting embodiments includes a piston 526 which is movably arranged inside the cavity 504. One or more O-rings 518 form a fluid- and press gasket between the piston 526 and the cavity wall 530. The check valve 522 is positioned inside the piston 526 to provide a flow path through the piston 526 to the opening 514 in the other end 510.

Stempelet 526 er vist posisjonert mot den andre ende 510 med prøven 506 vist med en pil for å indikere strømningsretningen gjennom beholderen 500. Tilbakeslagsventilen 522 hindrer strømning i motsatt retning. På denne måten er fluidstrømningen gjennom den indre kaviteten hovedsakelig fri under renseprosessen. The piston 526 is shown positioned against the other end 510 with the sample 506 shown with an arrow to indicate the direction of flow through the container 500. The check valve 522 prevents flow in the opposite direction. In this way, the fluid flow through the inner cavity is mainly free during the cleaning process.

Trykkreguleringsanordningen 516 kan aktiveres ved å bruke en anordnings-styringsenhet 520.1 én eller flere utførelsesformer kan anordningsstyringsenheten 520 være en pumpe hovedsakelig maken til pumpen 140 som er beskrevet ovenfor og vist på fig. 1.1 én eller flere utførelsesformer kan pumpen 140 brukes som regulator for trykkreguleringsanordningen 516. En gassforsyning 524 er vist i kommunikasjon med én ende av stempelet 526 og med anordningsstyringsenheten 520.1 én eller flere utførelsesformer kan gassforsyningen innbefatte en trykksatt inert gass slik som nitrogen. Når den aktiveres, kan anordningsstyringsenheten brukes til å øke trykk i gassforsyningen og/eller for å tvinge gass mot stempelet 526. Når det utsettes for trykk, har stempelet en tendens til å bevege seg mot den første ende 508 for derved å minske volumet i kaviteten 504 og/eller øke trykket inn i kaviteten 504 når én eller flere av innstrømnings- og utstrømningsreguleringsanordningene 416 blir aktivert for å stoppe fluidstrømningen. På denne måten kan fluidet 506 opprettholdes ved et forutbestemt trykk straks en fluidprøve er samlet opp i den indre kaviteten 504. Fluidet 506 kan f .eks. opprettholdes over sitt boblepunkttrykk for transport til overflaten. The pressure regulation device 516 can be activated by using a device control unit 520. In one or more embodiments, the device control unit 520 can be a pump essentially similar to the pump 140 described above and shown in fig. 1.1 one or more embodiments, the pump 140 may be used as a regulator for the pressure regulation device 516. A gas supply 524 is shown in communication with one end of the piston 526 and with the device control unit 520.1 one or more embodiments, the gas supply may include a pressurized inert gas such as nitrogen. When activated, the device control unit can be used to increase pressure in the gas supply and/or to force gas against the piston 526. When pressurized, the piston tends to move towards the first end 508 thereby decreasing the volume in the cavity 504 and/or increase the pressure into the cavity 504 when one or more of the inflow and outflow control devices 416 are activated to stop the fluid flow. In this way, the fluid 506 can be maintained at a predetermined pressure as soon as a fluid sample has been collected in the inner cavity 504. The fluid 506 can e.g. maintained above its bubble point pressure for transport to the surface.

Flere ikke-begrensende operative utførelsesformer for formasjonsprøve-takning vil nå bli beskrevet under henvisning til fig. 1 til 5.1 én eller flere utførelses-former kan en brønnhullsmodul 102 være transportert i et brønnhull til en formasjon av interesse. Et parti av borehullet blir isolert ved å bruke dobbeltpakninger, en putetetning anordnet på enden av én utstrekkbar sonde eller ved å bruke en kombinasjon av pakninger og utstrekkbare sonder til å skape en isolert sone. Fluidkommunikasjon blir opprettet mellom formasjonen av interesse og brønn-hullsmodulen ved å eksponere en verktøyport for den isolerte sonen. I noen utførelsesformer kan formasjonstrykk være tilstrekkelig til å få fluid til å strømme fra formasjonen inn i verktøyet. I én eller flere utførelsesformer kan en pumpe 140 eller en annen strømningsregulator brukes til å tvinge fluid inn i brønnhullsmodulen. Several non-limiting operational embodiments for formation sampling will now be described with reference to fig. 1 to 5.1 one or more embodiments, a wellbore module 102 may be transported in a wellbore to a formation of interest. A portion of the borehole is isolated by using double packings, a pad seal provided on the end of one extendable probe or by using a combination of packings and extendable probes to create an isolated zone. Fluid communication is established between the formation of interest and the well-hole module by exposing a tool port to the isolated zone. In some embodiments, formation pressure may be sufficient to cause fluid to flow from the formation into the tool. In one or more embodiments, a pump 140 or other flow controller may be used to force fluid into the wellbore module.

Fluidstrømning inn i brønnhullsmodulen kan opprettholdes på en hovedsakelig kontinuerlig måte for å utføre en renseprosess for fjerning av borehullsforurensninger fra brønnhullsfluidet som strømmer inn i brønnhullsmodulen. Prøverenseprosessen kan innbefatte innledende fordrivning av fluid fra brønnhullsmodulen mens pumpen eller formasjonstrykket tvinger fluid gjennom brønnhullsmodulen. I én eller flere utførelsesformer blir fluidet overvåket med hensyn på innholdsegenskaper under renseprosessen for å estimere et renhetsnivå for fluidstrømningen inne i verktøyet. I én eller flere utførelsesformer blir fluidfordrivning utført ved å reinjisere det fordrevne fluidet inn i formasjonen i nærheten av brønnhullsmodulen for å begrense eller hindre fluidet fra å strømme inn i borehullsringrommet. I én eller flere utførelses-former blir fluidet injisert i formasjonen ved å bruke et utstrekkbar! fordrivningsorgan som blir strukket ut for å opprette fluidkommunikasjon med formasjonen. Fluid-fordrivningen kan stoppes når fluidet inne i verktøyet blir estimert og være hovedsakelig fritt for forurensninger. Fluid flow into the wellbore module can be maintained in a substantially continuous manner to perform a cleaning process for removing downhole contaminants from the wellbore fluid flowing into the wellbore module. The sample cleaning process may include initial displacement of fluid from the wellbore module while the pump or formation pressure forces fluid through the wellbore module. In one or more embodiments, the fluid is monitored for content properties during the cleaning process to estimate a cleanliness level for the fluid flow within the tool. In one or more embodiments, fluid displacement is performed by reinjecting the displaced fluid into the formation near the wellbore module to limit or prevent the fluid from flowing into the wellbore annulus. In one or more embodiments, the fluid is injected into the formation using an extendable! displacer that is stretched to establish fluid communication with the formation. The fluid displacement can be stopped when the fluid inside the tool is estimated to be essentially free of contaminants.

I én eller flere utførelsesformer kan fluidprøver holdes inne i verktøyet ved å bruke en indre fluidprøvebeholder 400, 500.1 én eller flere utførelsesformer kan fluidrenseprosessen innbefatte å tvinge fluidet som er mottatt i verktøyet, gjennom en første ende av fluidprøvebeholderen og fordrive fluidet fra en andre ende av fluidprøvebeholderen. Når estimatene viser at fluidet inne i fluidprøvebeholderen er hovedsakelig fritt for forurensninger, kan strømningsbanen ved den andre beholder-enden lukkes ved å bruke en ventil 416 på modulen som er i fluidkommunikasjon med utstrømningsledningen 422. In one or more embodiments, fluid samples may be contained within the tool using an internal fluid sample container 400, 500. In one or more embodiments, the fluid cleaning process may include forcing the fluid received in the tool through a first end of the fluid sample container and expelling the fluid from a second end of the fluid sample container. When the estimates show that the fluid inside the fluid sample container is substantially free of contaminants, the flow path at the other container end can be closed using a valve 416 on the module in fluid communication with the outflow line 422.

Pumpen 140 kan brukes til å øke trykket i beholderens indre kavitet 404, 504 til et ønsket trykk. Når trykket inne i den indre kaviteten når det ønskede trykket, så kan pumpen stoppes, og en andre ventil 416 på modulen som er i fluidkommunikasjon med innstrømningsledningen 420, kan aktiveres for å lukke strømningsbanen inn i den indre kaviteten 404, 504. På denne måten blir fluidprøven 406, 506 forseglet inne i et volum definert mellom de to ventilene 416 på modulen. The pump 140 can be used to increase the pressure in the container's inner cavity 404, 504 to a desired pressure. When the pressure inside the inner cavity reaches the desired pressure, then the pump can be stopped and a second valve 416 on the module in fluid communication with the inflow line 420 can be activated to close the flow path into the inner cavity 404, 504. In this way the fluid sample 406, 506 is sealed inside a volume defined between the two valves 416 on the module.

Trykk inne i den indre kaviteten kan reguleres etter prøveinnsamling og under transport ved å bruke en trykkreguleringsanordning. Fluid kan strømme gjennom trykkreguleringsanordningen under renseprosessen, og en tilbakeslagsventil kan brukes til å tillate fluidstrømning i bare én retning gjennom trykkreguleringsanordningen. En inert gass kan brukes til å bevege et stempel inne i den indre kaviteten for å regulere trykket. Pressure inside the internal cavity can be regulated after sample collection and during transport using a pressure regulating device. Fluid may flow through the pressure regulating device during the cleaning process, and a check valve may be used to allow fluid flow in only one direction through the pressure regulating device. An inert gas can be used to move a piston inside the inner cavity to regulate the pressure.

I én eller flere utførelsesformer kan fluidprøvebeholderen 400,500 transporteres til et sted på overflaten og fjernes fra brønnhullsmodulen uten å tape fluidinnholdet i den indre kaviteten 404, 504. Overflateoperasjoner kan innbefatte aktivering av fluidreguleringsanordningene 416 ved den første enden og den andre enden inne i beholderlegemet 402, 502 for å forsegle de respektive første og andre endepartiene til den indre kaviteten 404, 504. Fluidprøvebeholderen 400, 500 kan så frakobles brønnhullsmodulen 102 ved å frigjøre de løsbare koblingene 424 og strømningsledningskoblingene 418. In one or more embodiments, the fluid sample container 400, 500 may be transported to a location on the surface and removed from the wellbore module without losing the fluid content of the internal cavity 404, 504. Surface operations may include actuation of the fluid control devices 416 at the first end and the second end within the container body 402, 502 to seal the respective first and second end portions of the inner cavity 404, 504. The fluid sample container 400, 500 can then be disconnected from the wellbore module 102 by releasing the releasable connectors 424 and the flow line connectors 418.

Den indre kaviteten 404, 504 i prøvebeholderen kan spyles for forurensninger og/eller fossile fluider uten å etterlate særlig rester inne i den indre kaviteten. Pumpen 140 kan generere en fluidstrømning gjennom kaviteten. I noen utførelses-former innbefatter kaviteten 404, 504 en krummet vegg 430, 530 som reduserer fluidfastklebing inne i kaviteten. Veggen 430, 530 kan videre innbefatte en overflatebehandling som ytterligere reduserer fluidmotstand og som kan brukes til å redusere fastklebing av prøven langs veggen 430, 530. The inner cavity 404, 504 in the sample container can be flushed for contaminants and/or fossil fluids without leaving any particular residue inside the inner cavity. The pump 140 can generate a fluid flow through the cavity. In some embodiments, the cavity 404, 504 includes a curved wall 430, 530 that reduces fluid sticking within the cavity. The wall 430, 530 can further include a surface treatment which further reduces fluid resistance and which can be used to reduce sticking of the sample along the wall 430, 530.

Fluid som innledningsvis tvinges inn i brønnhullsmodulen 102, kan innbefatte én eller flere forurensninger slik som borehullsvæske og filtrater. Uønskede komponenter i fluidprøven slik som de ovennevnte forurensningene, kan renses fra fluidet som strømmer inn i brønnhullsevalueringsverktøyet 126 ved å pumpe fluidet inn i verktøyet og så fordrive fluidet gjennom prøvefordrivningsorganet 138 inntil det fluidet som kommer inn i verktøyet, er hovedsakelig fritt for de uønskede forurensningene. Fluid that is initially forced into the wellbore module 102 may include one or more contaminants such as wellbore fluid and filtrates. Unwanted components of the fluid sample, such as the above-mentioned contaminants, can be cleaned from the fluid flowing into the wellbore evaluation tool 126 by pumping the fluid into the tool and then expelling the fluid through the sample displacement means 138 until the fluid entering the tool is substantially free of the unwanted contaminants .

I én eller flere utførelsesformer blir pumping og fordrivning utført over en tidsperiode uten separat overvåkning av innholdet, hvor tidsperioden er valgt for å opprette hovedsakelig forurensningsfri strømning av fossilt fluid i verktøyet. Fluidprøvefordrivningen kan stoppes ved eller etter fullføring av den tidsbaserte pumpingen. I én eller flere utførelsesformer blir fluid som strømmer i verktøyet overvåket ved å bruke en brønnhullstester til å estimere fluidinnhold i hovedsakelig sann tid. Fluidprøvefordrivningen kan stoppes når eller etter at innholdsestimatet fastslår at fluidet som strømmer i verktøyet, er hovedsakelig forurensningsfritt, fossilt fluid. In one or more embodiments, pumping and displacement is performed over a period of time without separate monitoring of the contents, the period of time being chosen to create substantially contamination-free flow of fossil fluid in the tool. The fluid sample displacement can be stopped at or after completion of the time-based pumping. In one or more embodiments, fluid flowing in the tool is monitored using a wellbore tester to estimate fluid content in substantially real time. The fluid sample displacement can be stopped when or after the content estimate determines that the fluid flowing in the tool is mainly contaminant-free fossil fluid.

Én eller flere driftsmessige utførelsesformer tar hensyn til fluidfordrivning hvor miljømessige forskrifter, sikkerhetshensyn eller andre faktorer gjør det ønskelig å redusere eller unngå introdusering av produsert formasjonsfluid til brønnhullet. Fluidkommunikasjon kan opprettes mellom prøvefordrivningsorganet 138 og formasjonen i nærheten av prøvefordrivningsorganet. På denne måten kan fluid som er fordrevet fra verktøyet, injiseres direkte i formasjonen med lekkasje inn i brønn-hullet redusert til nivåer i samsvar med gjeldende forskrifter eller nivåer som minsker sikkerhetsrisikoen eller som på annen måte oppfyller de valgte lekkasjestandardene som er fastsatt for den spesielle prøvetakningsoperasjonen. Formasjonsfluidprøver som er hovedsakelig fri for forurensninger, kan bringes til overflaten for testing på stedet eller i et laboratoriemiljø ved å bruke den gjennomspylbare prøvebeholderen 142. One or more operational embodiments take into account fluid displacement where environmental regulations, safety considerations or other factors make it desirable to reduce or avoid the introduction of produced formation fluid to the wellbore. Fluid communication can be established between the sample displacer 138 and the formation in the vicinity of the sample displacer. In this way, fluid displaced from the tool can be injected directly into the formation with leakage into the wellbore reduced to levels consistent with applicable regulations or levels that reduce the safety risk or otherwise meet the selected leakage standards established for the particular the sampling operation. Formation fluid samples that are substantially free of contaminants can be brought to the surface for testing in situ or in a laboratory environment using the flushable sample container 142 .

Den foreliggende beskrivelse skal tas som illustrerende i stedet for som begrensende for omfanget eller beskaffenheten til de etterfølgende patentkrav. Mange modifikasjoner og variasjoner vil bli opplagte for fagkyndige på området etter å ha studert beskrivelsen, innbefattende bruk av ekvivalente funksjonelle og/eller strukturelle erstatninger for elementer som er beskrevet her, bruk av ekvivalente funksjonelle koblinger for koblinger som er beskrevet her og/eller bruk av ekvivalente funksjonelle handlinger i stedet for handlinger som er beskrevet her. Slike uvesentlige variasjoner skal anses å være innenfor rammen av de etterfølgende patentkrav. The present description is to be taken as illustrative rather than as limiting the scope or nature of the subsequent patent claims. Many modifications and variations will be apparent to those skilled in the art after studying the disclosure, including the use of equivalent functional and/or structural substitutions for elements described herein, the use of equivalent functional links for links described herein, and/or the use of equivalent functional actions instead of actions described here. Such insignificant variations shall be considered to be within the scope of the subsequent patent claims.

Claims

1. Device for collecting a wellbore fluid, the device comprising: (a) a fluid sample container having an elongated body, the elongated body including an internal cavity, a first end having a first opening for receiving the wellbore fluid in the internal cavity, a second end axially offset from the first end, the second end having a second opening to expel at least a portion of the wellbore fluid from the inner cavity.

2. Device according to claim 1, where the inner cavity is partially delimited by a wall which has a curved cross-sectional profile for fluid adhesion, fluid resistance or a combination of these, inside the inner cavity.

3. Device according to claim 2, where the curved cross-sectional profile of the wall approaches at least part of one or more of a circle and an oval.

4. Device according to claim 1, where the inner cavity is defined at least partially by a wall that has a surface treatment that reduces fluid sticking, fluid resistance or a combination of these.

5. Device according to claim 4, where the surface treatment is selected from one or more of a coating, a polished surface and an insert.

6. Device according to claim 1, further comprising a flow control device which is adjustable to stop wellbore fluid displacement from the second opening now that a predetermined parameter has been met for the wellbore fluid.

7. Device according to claim 1, further comprising a pressure regulating device for regulating fluid pressure inside the inner cavity.

8. Device according to claim 7, where the pressure regulation device includes a pump to regulate pressure in the inner cavity.

9. Device according to claim 7, where the pressure regulation device includes a device arranged inside the inner cavity to regulate pressure in the inner cavity.

10. Device according to claim 9, where the member includes a piston which is movable in the inner cavity to regulate pressure in the inner cavity.

11. Device according to claim 9, further comprising a check valve connected to the pressure control device to allow fluid flow through a central opening in the pressure control device.

12. Device according to claim 1, further comprising a fluid monitoring device for estimating a property of the wellbore fluid.

13. Device according to claim 12, where the property of the wellbore fluid includes a level of contamination.

14. Method for collecting a wellbore fluid, the method comprising: (a) establishing fluid communication with a formation of interest and a fluid sample container having an elongated body, the elongated body including an internal cavity, a first end having a first opening , a second end axially offset from the first end, the second end having a second opening; (b) receiving the wellbore fluid in the inner cavity through the first opening; and (c) expelling at least a portion of the wellbore fluid from the inner cavity through the second opening.

15. The method of claim 14, further comprising reducing fluid disturbances within the inner cavity by using a wall having a curved cross-sectional profile to at least partially define the inner cavity.

16. Method according to claim 15, where the curved cross-sectional profile of the wall at least approaches the end of one or more of a circle and an oval.

17. Method according to claim 14, where reducing fluid disturbances includes using a wall that has a surface treatment that reduces fluid sticking, fluid resistance or a combination of these.

18. Method according to claim 17, where the surface treatment is selected from one or more of a coating, a polished surface and an insert.

19. Method according to claim 14, further comprising stopping displacement of wellbore fluid when a predetermined parameter is met for the wellbore fluid, using a flow control device that can be regulated to stop displacement of wellbore fluid from the second opening.

20. method according to claim 14, further comprising regulating fluid pressure inside the inner cavity by using a pressure regulating device.

21. Method according to claim 20, where regulation of the fluid pressure inside the inner cavity includes using a pump as part of the pressure regulation device.

22. Method according to claim 20, wherein regulation of fluid pressure inside the inner cavity includes controllable change of a volume inside the inner cavity by using a device arranged inside the inner cavity.

23. A method according to claim 22, wherein the means includes a piston and controllably changing a volume within the inner cavity includes moving the piston to regulate pressure within the inner cavity.

24. Method according to claim 22, further comprising allowing the wellbore fluid to flow through a check valve in the member.

25. Method according to claim 14, further comprising estimating a property of the wellbore fluid by using a monitoring device.

26. Method according to claim 25, wherein the property of the wellbore fluid includes a contamination level.