NO20131069A1

NO20131069A1 - Separation system to separate phases of downhole fluids for individual analysis

Info

Publication number: NO20131069A1
Application number: NO20131069A
Authority: NO
Inventors: Sunil Kumar
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 2011-05-13
Filing date: 2013-08-06
Publication date: 2013-09-02
Also published as: GB201313358D0; WO2012158522A2; BR112013024360A2; WO2012158522A3; US20120285680A1; GB2501042A

Abstract

En anordning for sampling av et fluid i et borehull kan inkludere et kar som er konfigurert til å anordnes i et borehull og minst en sensor i kommunikasjon med en fase av flerheten av faser i karet. Karet atskiller fluidet i en flerhet av faser.An apparatus for sampling a fluid in a wellbore may include a vessel configured to be provided in a wellbore and at least one sensor in communication with a phase of the plurality of phases in the well. The vessel separates the fluid into a plurality of phases.

Description

ATSKILLELSESSYSTEM FOR Å ATSKILLE FASER AV SEPARATION SYSTEM FOR SEPARATION OF PHASES

NEDIHULLSFLUIDER FOR INDIVIDUELL ANALYSE DOWNHOLE FLUIDS FOR INDIVIDUAL ANALYSIS

OPPFINNELSENS OMRÅDE FIELD OF THE INVENTION

[0001] Denne oppfinnelsen vedrører generelt undersøkelser av undergrunnsformasjoner og mer spesifikt systemer og fremgangsmåter for evaluering av nedihullsfluider. [0001] This invention generally relates to investigations of underground formations and more specifically to systems and methods for evaluating downhole fluids.

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN BACKGROUND OF THE INVENTION

[0002] Kommersiell utvikling av hydrokarbonfelt krever store mengder kapital. Før feltutviklingen begynner ønsker operatørene å ha så mange data som mulig for å evaluere reservoaret med hensyn til kommersiell levedyktighet. Dataregistrering under boring gir nyttig informasjon, men det er ofte også ønskelig å foreta videre testing av hydrokarbonreservoarene for å oppnå ekstra data. Derfor, etter at det er blitt boret et borehull for en brønn, testes vanligvis hydrokarbonsonene med verktøy som registrerer fluidprøver, f. eks. væsker fra formasjonen. Disse fluidene kan være flerfasefluider, dvs. fluider som er en blanding av vann, hydrokarboner og/eller faste stoffer. Disse fluidenes multifasenatur kan redusere nøyaktigheten av evalueringen av en bestemt fase. [0002] Commercial development of hydrocarbon fields requires large amounts of capital. Before field development begins, operators want to have as much data as possible to evaluate the reservoir for commercial viability. Data recording during drilling provides useful information, but it is often also desirable to carry out further testing of the hydrocarbon reservoirs to obtain additional data. Therefore, after a borehole has been drilled for a well, the hydrocarbon zones are usually tested with tools that record fluid samples, e.g. fluids from the formation. These fluids can be multiphase fluids, i.e. fluids that are a mixture of water, hydrocarbons and/or solids. The multiphase nature of these fluids can reduce the accuracy of the evaluation of a particular phase.

[0003] I henhold til ett aspekt behandler denne oppfinnelsen behovet for å atskille én eller flere faser av et nedihullsfluid. [0003] According to one aspect, this invention addresses the need to separate one or more phases of a downhole fluid.

KORT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN BRIEF DESCRIPTION OF THE INVENTION

[0004] I henhold til ett aspekt tilveiebringer den foreliggende oppfinnelsen en anordning for sampling av et fluid i et borehull. Anordningen kan være et kar som er konfigurert til å anbringes i et borehull, der karet videre blir konfigurert til å atskille fluidet i en flerhet av faser uten å vesentlig påvirke en struktur til minst én av de atskilte fasene, og minst én sensor i kommunikasjon med en fase av flerheten av faser i karet. [0004] According to one aspect, the present invention provides a device for sampling a fluid in a borehole. The device may be a vessel configured to be placed in a borehole, wherein the vessel is further configured to separate the fluid into a plurality of phases without significantly affecting a structure of at least one of the separated phases, and at least one sensor in communication with one phase of the plurality of phases in the vessel.

[0005] I henhold til et annet aspekt tilveiebringer den foreliggende oppfinnelsen en fremgangsmåte for sampling av et fluid i et borehull. Fremgangsmåten kan inkludere atskillelse av fluidet i en flerhet av faser i et kar som plasseres i borehullet uten at strukturen til minst én av de atskilte fasene påvirkes vesentlig, og estimering av en interesseparameter som gjelder minst én fase som er atskilt fra fluidet, mens minst én fase er i karet. [0005] According to another aspect, the present invention provides a method for sampling a fluid in a borehole. The method may include separating the fluid into a plurality of phases in a vessel that is placed in the borehole without significantly affecting the structure of at least one of the separated phases, and estimating a parameter of interest that applies to at least one phase that is separated from the fluid, while at least one phase is in the vessel.

[0006] Eksempler på bestemte funksjoner i oppfinnelsen er blitt oppsummert heller grovt for at den detaljerte beskrivelsen av oppfinnelsen som følger, kan bli bedre forstått og for at de faglige bidragene de representerer kan bli forstått. [0006] Examples of specific functions in the invention have been summarized rather roughly so that the detailed description of the invention that follows can be better understood and so that the professional contributions they represent can be understood.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[0007] For en detaljert forståelse av den foreliggende oppfinnelsen skal det henvises til følgende detaljerte beskrivelse av utførelsesmåtene, sett i sammenheng med de vedlagte tegningene, der elementer er blitt tildelt tall som gjentas i teksten, der: FIG. 1 er en skjematisk fremstilling av en separator av sentrifugaltypen i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen, FIG. 2 er en skjematisk fremstilling av en varmeseparator i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen, og FIG. 3 er en skjematisk fremstilling av en separator av sentrifugaltypen i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen, FIG. 4 er en skjematisk fremstilling av en membranbasert separator i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen, FIG. 5 illustrerer i skjematisk form et system for evaluering av en formasjon som inkluderer en separator i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. [0007] For a detailed understanding of the present invention, reference should be made to the following detailed description of the embodiments, seen in conjunction with the attached drawings, where elements have been assigned numbers that are repeated in the text, where: FIG. 1 is a schematic representation of a separator of the centrifugal type according to an embodiment of the present invention, FIG. 2 is a schematic representation of a heat separator according to an embodiment of the present invention, and FIG. 3 is a schematic representation of a separator of the centrifugal type according to an embodiment of the present invention, FIG. 4 is a schematic representation of a membrane-based separator according to an embodiment of the present invention, FIG. 5 illustrates in schematic form a system for evaluating a formation that includes a separator according to an embodiment of the present invention.

DETALJERT BESKRIVELSE DETAILED DESCRIPTION

[0008] I enkelte aspekter vedrører den foreliggende oppfinnelsen innretninger og fremgangsmåter for å evaluere nedihullsfluider. I henhold til bruken i dette dokumentet betyr termen "nedihullsfluid" vanligvis et fluid som finnes i et boret borehull og/eller et fluid som ligger i formasjonen. Nedihullsfluider inkluderer, men er ikke begrenset til, naturlig forekommende fluider, for eksempel olje, gass og vann, samt fabrikkerte fluider som borefluider og fluider sprøytet inn på overflaten. Lærdommene kan fordelaktig anvendes på en rekke forskjellige systemer i olje- og gassindustrien, vannbor, geotermiske brønner, overflateanvendelser og på andre steder. Av klarhetshensyn vil enkelte ikke-begrensende utførelsesformer bli drøftet i rammen av brønner som produserer hydrokarboner. [0008] In certain aspects, the present invention relates to devices and methods for evaluating downhole fluids. As used in this document, the term "downhole fluid" generally means a fluid contained in a drilled wellbore and/or a fluid contained within the formation. Downhole fluids include, but are not limited to, naturally occurring fluids, such as oil, gas and water, as well as manufactured fluids such as drilling fluids and fluids injected onto the surface. The lessons learned can be beneficially applied to a number of different systems in the oil and gas industry, water wells, geothermal wells, surface applications and elsewhere. For reasons of clarity, some non-limiting embodiments will be discussed in the context of wells that produce hydrocarbons.

[0009] Først med referanse til figur 1, gis det en skjematisk illustrasjon av en utførelsesform av et testverktøy 100 som kan brukes til å atskille aktivt et fluid i to eller flere ensartede materialer eller faser ( f. eks. en polar fase, en ikke-polar fase, en vannholdig fase, et flytende hydrokarbon, et gasshydrokarbon, vann osv.). Som drøftet mer i detalj nedenfor, kan atskillelsen foretas uten å påvirke vesentlig en struktur av ett eller flere av stoffene som utgjør de forskjellige fasene. Dvs., etter atskillelsen, opprettholder fortsatt én eller flere enn én av de atskilte fasene den samme molekylære strukturen som før atskillelsen (f.eks. minimal molekylær oppløsning eller forbindelse). Et minimalt omfang av endringer kan naturligvis påtreffes i fasen etter atskillelse, men ikke til en grad som påvirker evnen til å bruke fasen etter atskillelse til å registrere informasjon angående denne fasen før atskillelse. Dermed er fasen før og etter atskillelse strukturelt tilsvarende. [0009] First, with reference to Figure 1, a schematic illustration is provided of an embodiment of a test tool 100 that can be used to actively separate a fluid into two or more uniform materials or phases (e.g. a polar phase, a non -polar phase, an aqueous phase, a liquid hydrocarbon, a gaseous hydrocarbon, water, etc.). As discussed in more detail below, the separation can be accomplished without significantly affecting a structure of one or more of the substances that make up the various phases. That is, after the separation, one or more than one of the separated phases still maintains the same molecular structure as before the separation (eg, minimal molecular resolution or association). A minimal amount of change may naturally be encountered in the post-separation phase, but not to an extent that affects the ability to use the post-separation phase to record information regarding this pre-separation phase. Thus, the phase before and after separation are structurally equivalent.

[0010] Verktøyet 100 kan brukes til å evaluere ett eller flere karakteristikker til den(de) atskilte fasen(-e) og også estimere én eller flere parametere knyttet til atskillelsesprosessen ( f. eks. trykk, temperatur osv.). Verktøyet 100 kan inkludere et innløp 102 som et fluid 103 flyter gjennom for å gå inn i et aktivt atskillelseskammer 104, og utløp 106a, b som de atskilte fasene 107a, b flyter gjennom for å gå ut av atskillelseskammeret 104. Verktøyet 100 kan inkludere en rekke sensorer som er konfigurert til å estimere én eller flere ønskede parametere. For eksempel kan en sensor 108a brukes til å estimere en karakteristikk til en første fasekomponent ( f. eks. olje), og en sensor 108b kan brukes til å estimere en karakteristikk til en andre fasekomponent ( f. eks. vann). Andre fasekomponenter ( f. eks. kondensater) kan evalueres med lignende sensorer (vises ikke). Sensorene 108c kan altså brukes til å estimere én eller flere miljøparametere ( f. eks. trykk, temperatur, dreiehastighet, fluidets flytrate, fluidets hastighet osv.). I enkelte utførelsesformer kan testverktøyet 100 inkludere en separator 110 som bruker rotasjon til å atskille fluidet i to eller flere fasekomponenter. Separatoren 110 kan inkludere en ramme 112, som kan være trommelformet og som roteres av en egnet motor 114. [0010] The tool 100 can be used to evaluate one or more characteristics of the separated phase(s) and also estimate one or more parameters related to the separation process (eg pressure, temperature, etc.). The tool 100 may include an inlet 102 through which a fluid 103 flows to enter an active separation chamber 104, and outlets 106a, b through which the separated phases 107a, b flow to exit the separation chamber 104. The tool 100 may include a array of sensors configured to estimate one or more desired parameters. For example, a sensor 108a can be used to estimate a characteristic of a first phase component (e.g. oil), and a sensor 108b can be used to estimate a characteristic of a second phase component (e.g. water). Other phase components (e.g. condensates) can be evaluated with similar sensors (not shown). The sensors 108c can thus be used to estimate one or more environmental parameters (e.g. pressure, temperature, rotation speed, fluid flow rate, fluid speed, etc.). In some embodiments, the test tool 100 may include a separator 110 that uses rotation to separate the fluid into two or more phase components. The separator 110 may include a frame 112, which may be drum-shaped and which is rotated by a suitable motor 114.

[0011] Under driften flyter fluidet 103 via innløpet 102 og inn i rammen 112, som roteres av motoren 114. Sentrifugalkreftene som genereres av den roterende rammen 112, atskiller fasene ut fra relativ tetthet. I andre utførelsesformer kan atskillelsen utføres uavhengig av innstillingen. Som vist atskilles den relativt lettere fasen 107a ( f. eks. olje) og går ut via utløpet 106a, og den relativt tettere fasen 107b ( f. eks. vann) atskilles og går ut via utløpet 106b. [0011] During operation, the fluid 103 flows via the inlet 102 and into the frame 112, which is rotated by the motor 114. The centrifugal forces generated by the rotating frame 112 separate the phases based on relative density. In other embodiments, the separation can be performed independently of the setting. As shown, the relatively lighter phase 107a (e.g. oil) separates and exits via outlet 106a, and the relatively denser phase 107b (e.g. water) separates and exits via outlet 106b.

[0012] Videre, i visse utførelsesformer, kan rammen 112 stilles inn for å gjøre det mulig at også tyngdekraften atskiller fasen ut fra relativ tetthet. For eksempel kan verktøyet 100 inkludere en innstillingssensor (ikke vist) som tilveiebringer en indikasjon på vertikalitet og en innstillingsinnretning (ikke vist) som stiller inn innretningen slik at flere tette faser samles opp på en bestemt sted i kammeret 104. [0012] Furthermore, in certain embodiments, the frame 112 can be adjusted to allow gravity to also separate the phase based on relative density. For example, the tool 100 may include a setting sensor (not shown) that provides an indication of verticality and a setting device (not shown) that sets the device so that multiple dense phases are collected at a particular location in the chamber 104.

[0013] I samband med atskillelsesprosessen kan sensorene 108a-c generere informasjon om én eller flere parametere for fluidet 103, komponentene i den atskilte fasen 107a, b og/eller miljøforholdene knyttet til verktøyet 100. 'Informasjon' kan være data uansett form og kan være "rådata" og/eller "behandlede data", dvs. direkte målinger, indirekte målinger, analogt signal, digitale signaler osv. Det bør forstås at informasjonen som tilveiebringes av sensorene 108a, b angir en tilstand, et forhold eller en egenskap til den atskilte fasen øyeblikkelig etter atskillelsen, men før den atskilte fasen har gått ut av verktøyet 100. Sensorene 108c kan altså informere om forholdene som atskillelsen skjedde under. I henhold til enkelte aspekter kan dermed verktøyet 100 gi informasjon som inkluderer minst én egenskap til én eller flere atskilte komponenter og forholdene som førte til atskillelsen. [0013] In connection with the separation process, the sensors 108a-c can generate information about one or more parameters for the fluid 103, the components of the separated phase 107a, b and/or the environmental conditions associated with the tool 100. 'Information' can be data in any form and can be "raw data" and/or "processed data", i.e. direct measurements, indirect measurements, analog signal, digital signals, etc. It should be understood that the information provided by the sensors 108a, b indicates a state, condition or property of the separated the phase immediately after the separation, but before the separated phase has exited the tool 100. The sensors 108c can thus inform about the conditions under which the separation took place. According to certain aspects, the tool 100 can thus provide information that includes at least one property of one or more separated components and the conditions that led to the separation.

[0014] Sensorene 108a, b kan konfigureres til å generere informasjon om de(n) kjemiske sammensetningen(-e) eller den(de) materielle egenskapen(-e) til de atskilte fasene 107a, b. Denne informasjonen kan vedrøre egenskaper som inkluderer, men ikke er begrenset til, én eller flere av: (i) pH, (ii) H2S, (iii) tetthet, (iv) viskositet, (v) varmeledende evne, (vi) elektrisk motstand, (vii) kjemisk sammensetning, (viii) reaktivitet, (ix) radiofrekvensegenskaper, (x) overflatespenning, (xi) infrarød absorpsjon, (xii) ultrafiolett absorpsjon, (xiii) refraktiv indeks og (xiv) reologiske egenskaper. [0014] The sensors 108a, b can be configured to generate information about the chemical composition(s) or the material property(s) of the separated phases 107a, b. This information can relate to properties that include , but are not limited to, one or more of: (i) pH, (ii) H2S, (iii) density, (iv) viscosity, (v) thermal conductivity, (vi) electrical resistance, (vii) chemical composition, (viii) reactivity, (ix) radio frequency properties, (x) surface tension, (xi) infrared absorption, (xii) ultraviolet absorption, (xiii) refractive index and (xiv) rheological properties.

[0015] Atskillelsen av fasekomponentene kan utføres av en rekke forskjellige innretninger og teknikker i tillegg til sentrifugeseparatoren vist i fig. 1. For eksempel kan verktøyet 100 omfatte en syklonisk separator der fluidet 103 virvles på en spirallignende måte i kammeret 104. Andre ikke-begrensende utførelsesformer er behandlet nedenfor. [0015] The separation of the phase components can be carried out by a number of different devices and techniques in addition to the centrifuge separator shown in fig. 1. For example, the tool 100 may comprise a cyclonic separator in which the fluid 103 is swirled in a spiral-like manner in the chamber 104. Other non-limiting embodiments are discussed below.

[0016] Nå med referanse til fig. 2 vises en varmeseparator 120 som inkluderer en destillasjonskolonne 122. I enkelte utførelsesformer kan det brukes nedkjølingsenheter som for eksempel varmeelektriske elementer 124a, b til å fjerne varme fra fluidet 123 i kolonnen 122. Varmeelektriske elementer 124a, b kan dannes av et egnet materiale ( f. eks. vismuttellurid) som når det stimuleres av en elektrisk krets 126, overfører varme gjennom et område mot en temperaturgradiens (eller Peltier-effekt). En egnet strømkilde 128 kan gi elektrisk strøm. I andre utførelsesmåter kan varme påføres ved egnede varmeelementer for å atskille fasene i destillasjonskolonnen 122. I tillegg til eller i stedet for varmeatskillelse kan elektrostatiske krefter brukes til å skille fasekomponenter basert på komponentenes elektriske lading. Som tidligere drøftet kan sensorene 108a-c brukes til å oppnå ønsket informasjon knyttet til fluidet og/eller miljøet i destillasjonskolonnen 122. [0016] Now with reference to FIG. 2 shows a heat separator 120 which includes a distillation column 122. In some embodiments, cooling units such as thermoelectric elements 124a, b can be used to remove heat from the fluid 123 in the column 122. Thermoelectric elements 124a, b can be formed from a suitable material (f .eg bismuth telluride) which when stimulated by an electrical circuit 126, transfers heat through an area against a temperature gradient (or Peltier effect). A suitable power source 128 may provide electrical current. In other embodiments, heat may be applied by suitable heating elements to separate the phases in the distillation column 122. In addition to or instead of heat separation, electrostatic forces may be used to separate phase components based on the electrical charge of the components. As previously discussed, the sensors 108a-c can be used to obtain the desired information relating to the fluid and/or the environment in the distillation column 122.

[0017] Nå med referanse til fig. 3 vises en kolonne 140 som inkluderer én eller flere reaktive kolonneoverflater 142 som definerer et flytledning 144 der separatoren 140 brukes til kromatografiske formål, f. eks. høytytende flytende kromatografi, ionebyttekromatografi, kromatografi med hydrofob interaksjon, kromatografi med gelfiltrering og kombinasjoner av disse. Kromatografi brukes til å skille faser i en væske. Væsken, dvs. den mobile fasen, helles eller dryppes gjennom en kolonneoverflate 142, dvs. den stasjonære fasen. Kolonneoverflatene 142 kan virke sammen med en målfase for fluidet 146. Når fluidet 146 flyter langs kolonneoverflaten 142, virker målfasen til fluidet 146 sammen med kolonneoverflaten 142 og holdes igjen av kolonneoverflaten 142, som gjør det mulig for resten av fluidet 146 å fortsette å flyte gjennom kolonnen 140. Dermed er målfasen til fluidet 146 atskilt fra resten av fluidet 146. Kromatografi kan brukes ved å utforme kolonneoverflatene 142 slik at de virker sammen med fluidet 146 basert på dipol-dipol-interaksjoner, ioniske interaksjoner eller molekylstørrelser. Som tidligere drøftet kan sensorene 108a-c brukes til å oppnå ønsket informasjon knyttet til fluidet og/eller miljøet i flytledningen 144. [0017] Now with reference to FIG. 3 shows a column 140 which includes one or more reactive column surfaces 142 defining a flow line 144 where the separator 140 is used for chromatographic purposes, e.g. high performance liquid chromatography, ion exchange chromatography, chromatography with hydrophobic interaction, chromatography with gel filtration and combinations of these. Chromatography is used to separate phases in a liquid. The liquid, i.e. the mobile phase, is poured or dripped through a column surface 142, i.e. the stationary phase. The column surfaces 142 may interact with a target phase of the fluid 146. As the fluid 146 flows along the column surface 142, the target phase of the fluid 146 interacts with the column surface 142 and is retained by the column surface 142, which allows the remainder of the fluid 146 to continue to flow through the column 140. Thus, the target phase of the fluid 146 is separated from the rest of the fluid 146. Chromatography can be used by designing the column surfaces 142 so that they interact with the fluid 146 based on dipole-dipole interactions, ionic interactions or molecular sizes. As previously discussed, the sensors 108a-c can be used to obtain the desired information related to the fluid and/or the environment in the flow line 144.

[0018] For eksempel kan kolonneoverflatene 142 tiltrekke olje eller vann ( f. eks. lipofile, hydrofobe, hydrofile), og føre til at en fasekomponent koaleserer og/eller medfører en ønsket flytordning. For eksempel kan overflatene være en kombinasjon av hydrofile og superhydrofobe overflater som gjør det mulig for vannet å koalesere og deretter flyte langs en forhåndsdefinert kanal. En lignende overflatekombinasjon kan utformes ved bruk av oleofile og oleofobe overflater. I enkelte utførelsesformer kan kolonneoverflatene 142 konfigureres til å fungere i henhold til HPLC (høytytende flytende kromatografi). HPLC er vanligvis et automatisert system der fluider påføres på en presis måte med kontrollerte flytrater ved høyt trykk. Kolonneoverflatene 142 kan være en matrise av spesielt fabrikkert glass eller plastkuler som er overtrukket med et jevnt lag av kromatografisk materiale. HPLC muliggjør høy hastighet, høy oppløsning og reproduktibilitet for atskillelsen. [0018] For example, the column surfaces 142 can attract oil or water (e.g. lipophilic, hydrophobic, hydrophilic), and cause a phase component to coalesce and/or bring about a desired flow arrangement. For example, the surfaces can be a combination of hydrophilic and superhydrophobic surfaces that enable the water to coalesce and then flow along a predefined channel. A similar surface combination can be designed using oleophilic and oleophobic surfaces. In some embodiments, the column surfaces 142 can be configured to operate according to HPLC (high performance liquid chromatography). HPLC is usually an automated system where fluids are applied in a precise manner at controlled flow rates at high pressure. The column surfaces 142 may be a matrix of specially fabricated glass or plastic beads coated with an even layer of chromatographic material. HPLC enables high speed, high resolution and reproducibility of the separation.

[0019] Kolonnen 140 kan også konfigureres for ionebyttekromatografi der motsatt ladede molekyler er bundet til kolonneoverflatene 142 for å gjøre det mulig for en målfase å atskilles fra fluidet 146. For eksempel, hvis målfasen er vann som skal skilles fra fluidet 146, vil ladede eller ioniske molekyler bli bundet til kolonneoverflatene 142. Vannet vil bindes til ioniske molekyler og resten av fluidet 146 vil renne gjennom kolonnen 140. [0019] The column 140 can also be configured for ion exchange chromatography where oppositely charged molecules are bound to the column surfaces 142 to enable a target phase to be separated from the fluid 146. For example, if the target phase is water to be separated from the fluid 146, charged or ionic molecules will be bound to the column surfaces 142. The water will be bound to ionic molecules and the rest of the fluid 146 will flow through the column 140.

[0020] Kolonnen 140 kan også konfigureres for kromatografi med hydrofob interaksjon der kolonneoverflatene 142 er satt inn med ikke-polare grupper. De ikke-polare gruppene kan virke sammen med den hydrofobe fasen til fluidet 146, som fører til at den hydrofobe fasen bindes til kolonneoverflatene 142 og gjør det mulig for den ladede fasen å flyte gjennom kolonnen 140. En utførelsesform av dette kan inkludere oljefasen som er i ferd med å atskilles fra fluidet 146, slik at resten av fluidet 146 renner gjennom kolonnen 140. [0020] The column 140 can also be configured for hydrophobic interaction chromatography where the column surfaces 142 are embedded with non-polar groups. The non-polar groups may interact with the hydrophobic phase of the fluid 146, causing the hydrophobic phase to bind to the column surfaces 142 and enabling the charged phase to flow through the column 140. One embodiment of this may include the oil phase which is in the process of being separated from the fluid 146, so that the rest of the fluid 146 flows through the column 140.

[0021] Kolonnen 140 kan konfigureres for kromatografi med størrelseseksklusjon der molekylene blir atskilt i henhold til størrelsen og/eller formen på molekylene i målfasen til fluidet 146. I dette eksemplet kan kolonneoverflaten 142 ha gelkuler med porer av et spesifisert størrelsesområde. Porene kan holde igjen moleykler med en bestemt fuktningsgrad, størrelse og/eller form til fluidet 146. For eksempel er som kjent et oljemolekyl størrelsesmessig større enn et vannmolekyl. Dermed kan porene på kolonneoverflatene 146 konfigureres til å gjennomtrenges av vann, men være relativt ugjennomtrengelig for olje. En slik kolonneoverflate 142 vil så holde igjen vann men la oljen flyte gjennom kolonnen 140. [0021] The column 140 can be configured for size exclusion chromatography where the molecules are separated according to the size and/or shape of the molecules in the target phase of the fluid 146. In this example, the column surface 142 can have gel beads with pores of a specified size range. The pores can retain molecules with a certain degree of wetting, size and/or shape of the fluid 146. For example, as is known, an oil molecule is larger in terms of size than a water molecule. Thus, the pores on the column surfaces 146 can be configured to be permeated by water, but relatively impermeable to oil. Such a column surface 142 will then retain water but allow the oil to flow through the column 140.

[0022] Nå med referanse til fig. 4 vises en separator 160 som inkluderer et gjennomtrengelig materiale 162 som skiller et kammer 164 i en seksjon før atskillelse 166 og en seksjon etter atskillelse 168.1 én utførelsesform kan materialet være en membran 162 som har en gjennomtrengelighet valgt til å sørge for at bare en utvalgt fasekomponent føres gjennom ( f. eks. et hydrokarbon). Et stempel 170 eller et annet egnet mobilt element reduserer volumet i seksjonen før atskillelse 166 for å generere en trykkforskjell som tvinger den valgte fasekomponenten gjennom membranen 162 og inn i seksjonen etter atskillelse 168.1 andre utførelsesformer kan det brukes en vakuumpumpe (ikke vist) til å redusere trykket i seksjonen etter atskillelse 168. I andre utførelsesformer kan materialet 162 være kuler eller et svamplignende materiale. Som tidligere drøftet kan sensorene 108a-c brukes til å oppnå ønsket informasjon knyttet til fluidet og/eller miljøet i membranseparatoren 160. Andre utførelsesformer ved bruk av membranatskillelse kan anvende stempler eller andre trykkmekanismer til å tvinge fluidet gjennom en membran som selektivt filtrerer molekyler. Membranen kan være porøs, mikroporøs eller nanoporøs. [0022] Now with reference to FIG. 4, a separator 160 is shown which includes a permeable material 162 which separates a chamber 164 into a pre-separation section 166 and a post-separation section 168. In one embodiment, the material may be a membrane 162 having a permeability selected to ensure that only a selected phase component is passed through (e.g. a hydrocarbon). A piston 170 or other suitable mobile element reduces the volume in the pre-separation section 166 to generate a pressure differential that forces the selected phase component through the membrane 162 and into the post-separation section 168. In other embodiments, a vacuum pump (not shown) may be used to reduce the pressure in the post-separation section 168. In other embodiments, the material 162 may be spheres or a sponge-like material. As previously discussed, the sensors 108a-c can be used to obtain the desired information related to the fluid and/or the environment in the membrane separator 160. Other embodiments using membrane separation can use pistons or other pressure mechanisms to force the fluid through a membrane that selectively filters molecules. The membrane can be porous, microporous or nanoporous.

[0023] Det bør forstås at atskillelsesteknikkene som er illustrert ovenfor, skiller fasene uten å påvirke vesentlig en struktur av en eller flere stoffer som utgjør de forskjellige fasene. Atskillelsesprosessene involverer trykkreduksjon under boblepunktet, eller nedkjøling kan forårsake kondensat i en væske. Men væsken og/eller kondensatet i disse prosessene kan undergå en kjemisk strukturell endring som kan gjøre det vanskelig eller umulig å oppnå informasjon knyttet til fluidet før en slik atskillelsesprosess. Men atskillelsesteknikkene i den foreliggende oppfinnelsen beholder fasestoffstrukturen før atskillelse også etter atskillelsen. [0023] It should be understood that the separation techniques illustrated above separate the phases without significantly affecting a structure of one or more substances comprising the different phases. The separation processes involve pressure reduction below the bubble point, or cooling can cause condensate in a liquid. But the liquid and/or condensate in these processes can undergo a chemical structural change which can make it difficult or impossible to obtain information related to the fluid before such a separation process. But the separation techniques of the present invention retain the phase substance structure before separation also after the separation.

[0024] Lærdommene i den foreliggende oppfinnelsen kan brukes i en rekke overflate- og underoverflateanvendelser. Av rent praktiske grunner vises i fig. 5 et verktøy som er konfigurert til å karakterisere en væske som er konfigurert til underoverflateanvendelser. Fig. 5 illustrerer skjematisk et borehullsystem 10 som installeres fra en rigg 12 og inn i et borehull 14. Selv om en landbasert rigg 12 er vises, bør det forstås at den foreliggende oppfinnelsen kan anvendes på offshorerigger og undersjøiske formasjoner. Borehullsystemet 10 kan omfatte en bærer 16 og et borehullverktøy 20. Borehullverktøyet 20 er vist som et fluidanalyseverktøy utelukkende for å forenkle fremstillingen. Fluidanalyseverktøyet 20 kan inkludere en probe 22 som kommer i kontakt med en borehullvegg 24 for uttrekking av et formasjonsfluid fra en formasjon 26. Utvidbare puter eller ribber 28 kan brukes for å skyve proben 22 sidelengs mot borehullveggen 24. Fluidanalyseverktøyet 20 kan inkludere en pumpe 30 som pumper formasjonsfluid fra formasjonen 26 via proben 22. Formasjonsfluidet føres så langs en flytlinje til en eller flere prøvecontainere 32 eller til en ledning 34 som formasjonsfluidet renner ut av og inn i borehullet 14. Fluidet kan ha én eller flere forhåndseksisterende fasekomponenter ( dvs. som eksisterer før atskillelsen). Verktøyet 20 kan inkludere en separator 100 som beskrevet over, for å atskille én eller flere fasekomponenter fra fluidet som er trukket ut av formasjonen 26. En programmerbar kontroller kan brukes til å kontrollere ett eller flere aspekter av driften av verktøyet 20. For eksempel kan borehullsystemet 10 inkludere en overflatekontroller 40 og/eller en nedihullskontroller 42. [0024] The teachings of the present invention can be used in a variety of surface and subsurface applications. For purely practical reasons, fig. 5 a tool configured to characterize a fluid configured for subsurface applications. Fig. 5 schematically illustrates a borehole system 10 which is installed from a rig 12 into a borehole 14. Although a land-based rig 12 is shown, it should be understood that the present invention can be applied to offshore rigs and underwater formations. The borehole system 10 may comprise a carrier 16 and a borehole tool 20. The borehole tool 20 is shown as a fluid analysis tool solely to simplify the manufacture. The fluid analysis tool 20 may include a probe 22 that contacts a borehole wall 24 for extracting a formation fluid from a formation 26. Expandable pads or ribs 28 may be used to push the probe 22 laterally against the borehole wall 24. The fluid analysis tool 20 may include a pump 30 that pumps formation fluid from the formation 26 via the probe 22. The formation fluid is then led along a flow line to one or more sample containers 32 or to a line 34 from which the formation fluid flows out of and into the borehole 14. The fluid can have one or more pre-existing phase components (i.e. which exist before the separation). The tool 20 may include a separator 100 as described above, to separate one or more phase components from the fluid withdrawn from the formation 26. A programmable controller may be used to control one or more aspects of the operation of the tool 20. For example, the wellbore system may 10 include a surface controller 40 and/or a downhole controller 42.

[0025] I én driftsmodus plasseres verktøyet 20 nedihulls og betjenes til å trekke ut fluid av formasjonen 26. Fluidet fra formasjonen (eller formasjonsfluidet) kan være et flerfasefluid. Dermed transporteres det uttrukne fluidet til separatorverktøyet 100. Separatorverktøyet 100 atskiller minst én fase fra det uttrukne fluidet. Nå med referanse til fig. 1 og 5, under atskillelsesfasen, estimerer sensorene 108a, b én eller flere faseegenskaper av de atskilte fasene før de atskilte fluidene har rent ut av separatorverktøyet 100. Sensorene 108a, b informerer om fasen(-e) etter atskillelse som kan brukes til å karakterisere fasenes egenskaper før atskillelsen. [0025] In one mode of operation, the tool 20 is placed downhole and operated to extract fluid from the formation 26. The fluid from the formation (or the formation fluid) may be a multiphase fluid. The extracted fluid is thus transported to the separator tool 100. The separator tool 100 separates at least one phase from the extracted fluid. Now with reference to FIG. 1 and 5, during the separation phase, the sensors 108a, b estimate one or more phase properties of the separated phases before the separated fluids have cleared the separator tool 100. The sensors 108a, b inform about the phase(s) after separation which can be used to characterize the properties of the phases before the separation.

[0026] Samtidig registrerer sensorene 108c informasjon som kan brukes til å evaluere miljøforholdene som faseatskillelsen inntraff under. [0026] At the same time, the sensors 108c record information that can be used to evaluate the environmental conditions under which the phase separation occurred.

[0027] I enkelte utførelsesformer kan borehullsystemet 10 være et boresystem som er konfigurert til å danne borehullet 14 med verktøy som for eksempel et bor (ikke vist). I slike utførelsesformer kan bæreren 16 være et spolt rør, et hus, kledninger, borerør osv. I andre utførelsesformer kan borehullsystemet 10 bruke en ikke-stiv bærer. I slike anordninger kan bæreren 16 være kabelledninger, kabelledningssonder, glattledningssonder, e-ledninger osv. Termen "bærer" i dette dokumentet betyr enhver innretning, innretningskomponent, kombinasjon av innretninger, media og/eller elementer som kan brukes til å transportere, romme, støtte eller på annen måte lette bruken av en annen innretning, innretningskomponent, kombinasjon av innretninger, media og/eller element. [0027] In some embodiments, the borehole system 10 can be a drilling system that is configured to form the borehole 14 with a tool such as a drill (not shown). In such embodiments, the carrier 16 may be a coiled pipe, casing, casings, drill pipe, etc. In other embodiments, the borehole system 10 may use a non-rigid carrier. In such devices, the carrier 16 may be cable wires, cable wire probes, smooth wire probes, electronic wires, etc. The term "carrier" in this document means any device, device component, combination of devices, media and/or elements that can be used to transport, accommodate, support or otherwise facilitate the use of another device, device component, combination of devices, media and/or element.

[0028] Kontrolleren 40, 42 kan inkludere en informasjonsprosessoren som er i datakommunikasjon med et datalagringsmedium og et prosessorminne. Datalagringsmediet kan være en standard datalagringsenhet for datamaskin, for eksempel en USB-stasjon, en minnebrikke, en harddisk, avtakbar RAM, EPROM-er, EAROM-er, flash-minner og optiske disker, eller et annet vanlig brukt minnelagringssystem som er kjent for fagpersoner, inkludert Internett-basert lagring. Datalagringsmediet kan lagre ett eller flere programmer som ved utførelse får informasjonsprosessoren til å utføre den(de) beskrevne fremgangsmåten(-e). Signaler som angir parameteren, kan overføres til en overflatekontroller 40. Disse signalene kan også, eller alternativt, lagres nedihulls på en datalagirngsenhet og kan også behandles. I ett eksempel kan det kablede røret brukes til å overføre informasjon. [0028] The controller 40, 42 may include an information processor which is in data communication with a data storage medium and a processor memory. The data storage medium may be a standard computer data storage device, such as a USB drive, a memory stick, a hard disk, removable RAM, EPROMs, EAROMs, flash memories and optical disks, or any other commonly used memory storage system known for professionals, including Internet-based storage. The data storage medium can store one or more programs which, when executed, cause the information processor to perform the method(s) described. Signals indicating the parameter can be transmitted to a surface controller 40. These signals can also, or alternatively, be stored downhole on a data storage unit and can also be processed. In one example, the wired pipe may be used to transmit information.

[0029] Termen "bærer" i denne oppfinnelsen betyr enhver innretning, innretningskomponent, kombinasjon av innretninger, media og/eller elementer som kan brukes til å transportere, romme, støtte eller på annen måte lette bruken av en annen innretning, innretningskomponent, kombinasjon av innretninger, media og/eller element. Termen "fluid" og "fluider" i dette dokumentet refererer til én eller flere gasser, én eller flere væsker og blandinger av disse. [0029] The term "carrier" in this invention means any device, device component, combination of devices, media and/or elements that can be used to transport, accommodate, support or otherwise facilitate the use of another device, device component, combination of devices, media and/or element. The terms "fluid" and "fluids" in this document refer to one or more gases, one or more liquids and mixtures thereof.

[0030] Selv om beskrivelsen ovenfor gjelder utførelsesmåtene i henhold til én modus, vil ulike endringer være tydelige for fagfolk. Det er hensikten at den foregående beskrivelsen omfatter at alle variasjoner. [0030] Although the above description relates to the embodiments according to one mode, various changes will be apparent to those skilled in the art. The foregoing description is intended to cover all variations.

Claims

1. Device for sampling a fluid in a borehole, comprising: a vessel configured to be placed in the borehole, wherein the vessel is further configured to separate the fluid into a plurality of phases without significantly affecting a structure of at least one of the separated phases, and at least one sensor in communication with a separated phase in the vessel.

2. Device according to claim 1, where the at least one sensor comprises a plurality of sensors, where each sensor is in communication with a different phase of the plurality of phases.

3. Device according to claim 1, where the at least one sensor is configured to generate signals that are representative of a parameter of interest associated with the one phase.

4. Device according to claim 1, which further comprises an environmental sensor configured to estimate at least one environmental parameter.

5. Device according to claim 1, where the vessel includes a separator that separates the fluid into the plurality of phases,

6. Device according to claim 5, wherein the separator is configured to centrifuge the fluid.

7. Device according to claim 5, wherein the separator includes a permeable material configured to separate the fluid into the plurality of phases.

8. The device of claim 5, wherein the separator includes at least one material configured to interact with one phase of the plurality of phases.

9. Device according to claim 8, wherein the interaction is one of: (i) attraction, (ii) repulsion, (iii) a molecular interaction; (iv) chemical interaction, (v) physical interaction, and (vi) ionic interaction.

10. Device according to claim 5, where the separator changes a temperature in the fluid.

11. Device according to claim 1, where the one phase is selected from at least one of: (i) an aqueous phase, (ii) a hydrocarbon, (iii) a precipitate; (iv) a non-polar phase, and (v) a polar phase.

12. Device according to claim 1, where the one phase is selected from one of: (i) a solid, (ii) a liquid and (iii) a gas.

13. Procedure for sampling a fluid in a borehole, which comprises: Separation of the fluid into a plurality of phases in a vessel that is placed in the borehole without the structure of at least one of the separated phases being significantly affected, and Estimation of a parameter of interest that applies at least one separate phase fluid, while at least one phase is in the vessel.

14. Method according to claim 13, which further comprises estimation of an environmental parameter while the fluid is separated.

15. Method according to claim 13, where the parameter of interest is estimated while the fluid is separated.

16. Method according to claim 13, which further comprises emptying the separated phases from the vessel after estimating the parameter of interest.

17. Method according to 13 where the fluid is separated by a chromatographic procedure.