NO325099B1 - Anordning for nedihulls kjemisk analyse av bronnfluider - Google Patents

Anordning for nedihulls kjemisk analyse av bronnfluider Download PDF

Info

Publication number
NO325099B1
NO325099B1 NO20026041A NO20026041A NO325099B1 NO 325099 B1 NO325099 B1 NO 325099B1 NO 20026041 A NO20026041 A NO 20026041A NO 20026041 A NO20026041 A NO 20026041A NO 325099 B1 NO325099 B1 NO 325099B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
analysis device
separation
separation means
sensor unit
analysis
Prior art date
Application number
NO20026041A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20026041L (no
NO20026041D0 (no
Inventor
Timothy Gareth John Jones
Li Jiang
Andreas Manz
Ratna Tantra
Original Assignee
Schlumberger Technology Bv
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Schlumberger Technology Bv filed Critical Schlumberger Technology Bv
Publication of NO20026041D0 publication Critical patent/NO20026041D0/no
Publication of NO20026041L publication Critical patent/NO20026041L/no
Publication of NO325099B1 publication Critical patent/NO325099B1/no

Links

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N27/00Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means
    • G01N27/26Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating electrochemical variables; by using electrolysis or electrophoresis
    • G01N27/416Systems
    • G01N27/447Systems using electrophoresis
    • G01N27/44756Apparatus specially adapted therefor
    • G01N27/44791Microapparatus
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/38Arrangements for separating materials produced by the well in the well
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/08Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/08Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • E21B49/087Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters
    • E21B49/0875Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters determining specific fluid parameters
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/08Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • E21B49/10Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells using side-wall fluid samplers or testers
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N30/00Investigating or analysing materials by separation into components using adsorption, absorption or similar phenomena or using ion-exchange, e.g. chromatography or field flow fractionation
    • G01N30/02Column chromatography
    • G01N30/04Preparation or injection of sample to be analysed
    • G01N30/06Preparation
    • G01N30/14Preparation by elimination of some components
    • G01N2030/146Preparation by elimination of some components using membranes

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Molecular Biology (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Sampling And Sample Adjustment (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
  • Investigating Or Analysing Biological Materials (AREA)
  • Measuring Or Testing Involving Enzymes Or Micro-Organisms (AREA)

Abstract

Det beskrives en analyseanordning som omfatter to separasjonsenheter for å separere molekylære elementer for å påvise molekylære elementer i brønnfiuider, der begge separasjonsenhetene opererer under tvungne strømningsforhold og tilveiebringer aktiv separasjon av avløpsfiuider fra brønner i deres komponenter for påfølgende analyse.

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører et kjemisk følerverktøy for anvendelse for nedihulls analysering av fluider som er produsert fra undergrunnsformasjoner.
Analyse av prøver av brønnfiuider er et viktig aspekt ved bestemmelse av kvaliteten og den økonomiske verdien til en hydrokarbon- eller vannproduserende formasjon.
Dagens operasjoner oppnår vanligvis en analyse av brønnfiuider gjennom kabelført logging under anvendelse av en formasjonstester, så som MDT™-verk-tøyet til Schlumberger Oilfield Services. I den senere tid har det imidlertid vært foreslått å analysere brønnfiuider enten gjennom følere som er permanent eller kvasi-permanent installert i en brønnboring eller gjennom følersystemer som er montert på en borestreng. Den sistnevnte fremgangsmåten, dersom den gjen-nomføres med suksess, har den fordelen at en oppnår data under boringen, mens den førstnevnte installasjonen kan være en del av et system for forvaltning av brønnboringer og hydrokarbonproduksjon gjennom disse.
For å oppnå første estimater av sammensetningen til brønnfiuider, anvender det nåværende MDT™-verktøyet en optisk sonde for å estimere mengden av hydrokarbon i fluidprøvene som er samlet inn fra formasjonen. Andre kjente følere anvender resistivitetsmålinger for å skille mellom forskjellige komponenter av for-masjonsfluidet.
For å imøtekomme behovet for mer presise kjemiske målinger, kan det synes åpenbart å anpasse kjemiske analyseverktøy som er kjent fra kjemiske laboratorier for det tøffe miljøet i et undergrunns borehull. Slike kjente ana-lyseverktøy omfatter for eksempel de forskjellige typer for kromatografisk analyse, elektrokjemisk analyse og spektralanalyse. Når en betrakter de miljømessige for-holdene inne i en undergrunns brønnboring nærmere, innser en imidlertid at slike forsøk er nytteløse.
Forskjellige typer nedihulls måleverktøy er kjente. Eksempler på slike verk-tøy kan finnes i US-patentene 6 023 340; 5 517 024; og 5 351 532, eller i den internasjonale patentsøknaden WO 99/00575.
US-patent 4 739 654 omhandler en fremgangsmåte og anordning for nedihulls analyse av formasjonsfluider ved bruk av brønnverktøy med væske og gasskromatograf. Verktøyet omfatter separasjonsplattformer i form av kromatografiske kanaler.
Det er derfor et mål ved foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe apparater og fremgangsmåter som muliggjør anvendelse av allerede kjente kjemiske ana-lyseverktøy i en undergrunns brønnboring.
Det er funnet at mange problemer assosiert med anvendelse av sensitive kjemiske analyseverktøy bunner i urenheter i prøvene som hentes ut fra nedihulls formasjonen.
Det tilveiebringes derfor en anordning for å ta prøver av brønnfluid som omfatter minst to separasjonsplattformer for å oppnå en prøve av brønnfiuider og som kjennetegnes ved at det i hver av nevnte minst to separasjonsplattformer separeres komponenter av prøven ved hjelp av en aktiv kraft.
Aktive krefter som kan tenkes anvendt med foreliggende oppfinnelse kan være trykkgradienter som genereres av pumper, eller elektriske felter som genereres av elektroder som er forbundet til forskjellige potensialer, eller en kombinasjon av begge. Hver plattform kan være tilveiebrakt med sin egen kraftgenerator.
En separasjonsplattform er her definert som en anordning eller et system som separerer fluidfaser eller, innenfor en fluidfase, molekyler eller ioner i henhold til deres kjemiske eller fysiske egenskaper. Ikke omfattet av definisjonen av en separasjonsplattform er maske-type filtre. Disse filtrene er i utstrakt bruk for å fjerne faste partikler fra fluidprøvene. Generelt antar separasjonsplattformene ifølge foreliggende oppfinnelse at fluidprøven før innmatingen til disse har gjen-nomgått en prosess for fjerning av faste stoffer.
En separasjonsplattform ifølge foreliggende oppfinnelse kan omfatte selektive membraner eller kromatografiske kanaler, dvs. baner langs hvilke forskjellige komponenter migrerer med forskjellig hastighet.
De molekylære målelementene som fortrinnsvis betraktes av foreliggende oppfinnelse er kationer så som Ca<2>+, Mg<2+>, Sr<2>"<*>, Ba<2+>, Na<+> eller K<+>, anioner så som CO3<2>", SO4<2>', PO4<3*> eller Cl', forskjellige hydrokarboner som en finner i undergrunns formasjoner eller gasser så som H2S, CO2, CH4 eller He.
I en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen omfatter minst én separasjonsenhet en ioneselektiv membran eller, enda mer foretrukket, en potensiometrisk føler med en ioneselektiv membran.
Anordningen er fortrinnsvis konstruert for å operere som en føler for forskjellige nedihulls applikasjoner, omfattende brønnlogging, måling-under-boring
(measurement-while-drilling, MWD) eller permanent overvåkning, dvs. som en fast installasjon i brønnboringen.
En annen industriell anvendelse av foreliggende oppfinnelse er forvaltning og styring av undergrunns vannreservoarer og vannførende lag.
Disse og andre egenskaper ved oppfinnelsen, foretrukne utførelsesformer og varianter av denne, samt mulige applikasjoner og fordeler vil sees og forstås av fagmannen fra den etterfølgende detaljerte beskrivelsen og de vedlagte figurene. Figur 1 viser et skjematisk diagram av hovedelementene ifølge foreliggende oppfinnelse; Figurene 2A og B viser detaljer av to eksempler konstruert i henhold til foreliggende oppfinnelse; Figur 3A viser detaljer av en potensiometrisk føler med en ioneselektiv membran som separator, som anvendt i eksempelet i figur 2B; Figur 3B viser føleren i figur 3A med en ytterligere elektroforetisk separa-sjonskanal; Figur 4 illustrerer anvendelse av analyseverktøyet som et kabelført loggeverktøy; Figur 5 illustrerer anvendelse av analyseverktøyet som en del av et MWD-verktøy; Figur 6 illustrerer anvendelse av analyseverktøyet som en del av en permanent installert strømningsovervåkningsenhet i en brønnboring; og Figur 7 illustrerer en ytterligere variant av et analyseverktøy som en del av en permanent installert strømningsovervåkningsenhet i en brønnboring. Figur 1 illustrerer skjematisk hvorledes komponenter av et analyseverktøy ifølge foreliggende oppfinnelse samvirker for å oppnå en bedre separasjon av komponentene av et brønnfluid, og således mer nøyaktige testresultater.
Som vist i figur 1, er en strømningskanal 11 tilveiebrakt med en åpning 12 gjennom hvilken i hvert fall en andel av et fluid som strømmer gjennom kanalen kan føres inn i en første separasjonsenhet 13. Ved utløpet fra den første separasjonsenheten tilveiebringer en rørkanal eller strømningskanal 14 en strømningsvei til den andre separasjonsenheten 15. Utløpet fra den andre separasjonsenheten står i kommunikasjon med en følerenhet 16 som anvendes for påvisning av de separerte elementene av strømmen. Det er tilveiebrakt et utløp 17 for deponering av fluidet som har migrert gjennom anordningen.
Strømningskanalen 11 kan kommunisere direkte med fluidene som er produsert fra brønnen. Alternativt kan rørkanalen være et omledningsrør fra en hovedkanal som fører i hvert fall deler av de produserte fluidene. Rørkanalen 11 kan inneholde den opprinnelige fluidstrømmen som er produsert fra formasjonen eller et forhåndsbehandlet fluid.
Mellom rørkanalen og separasjonsenhetene er det vist et filter 121 som hindrer faste partikler i å komme inn i verktøyet.
I eksempelet som er vist i figur 1, er separasjonsenhetene tegnet skjematisk henholdsvis som en membran-type (separasjonsenheten 13) og som separasjons-kolonnetype (separasjonsenheten 15). Det konkrete valget separasjonsmeka-nisme er mye et spørsmål om smak og avhenger av de involverte elementene dg av konstruksjonshensyn. De to separasjonsmekanismene som er betraktet i dette eksempelet er for det første faseselektive membraner, så som gassfordrivnings-membraner (overflateselektive strømningsmembraner) for gassformige faser, og ZrS04, PTFE eller silisiumgummimembraner for å separere gass fra en vandig eller organisk fase. Den andre mekanismen er basert på variasjonen i migrasjonen eller diffusjonsmønsteret for et element gjennom et medium, og er allment kjent som kromatografi.
Begge enhetene 13,15 haren uavhengig energikilde som tilveiebringer energi for å transportere i hvert fall deler av fluidet gjennom separasjonsenheten. Kildene er fortrinnsvis kraftforskjeller, eksempelvis trykkgradienter, tempera-turgradienter eller gradienter i elektriske eller kjemiske potensialer. Disse gradientene kan tilveiebringes av pumper, spesielt mikropumper, elektriske generatorer, varmekilder, osv.
Detektorenheten 16 er enten en enkeltstående detektor eller en oppstilling av detektorer, enten av samme type eller en kombinasjon av forskjellige detektorer. Egnede detektorer er basert på utsending eller absorpsjon av elek-tromagnetiske bølger (UV-Vis, IR, fluorescens, Råman, NMR) eller akustiske bølger, eller på elektrokjemiske reaksjoner (konduktivitet/resistans, potensiometriske, amperemetriske) eller andre konvensjonelle detektorer, som for eksempel de som anvendes for kromatografi (FID.ECD). Detektoren selv er koplet til et styrings- og datainnsamlingssystem (ikke vist), som enten kan være installert lokalt, dvs. i nærheten av føleren, eller et annet sted, for eksempel ved overflaten.
En mer detaljert illustrasjon av eksempelet er gitt i figur 2.
Figur 2A viser en kjemisk sensor og et til denne festet prøvetakingsgrense-snitt for en flerfasestrømning av et flerkomponentfluid. Fluidstrømningen samples under anvendelse av prøvetakingsgrensesnittet, som består av et forfilter 121 for å fjerne partikkelmateriale, en pumpe 131 og et kammer 132 for å midle sammensetningen av fluidstrømmen over tiden mellom analyser. Fluidet fra strømmen av prøvefluid suges inn i prøvetakingskammeret gjennom ventilen V1 under anvendelse av en pumpe 131. Pumpen 131 kan anvendes for å blande fluidet ved å pumpe det forover og bakover i prøvetakingskammeret 132. Pumpen kan også tømme kammeret for fluidprøven ved å pumpe til spill eller erstatte prøvefluidet med et andre fluid fra et reservoar, for eksempel for å kalibrere den kjemiske føleren eller rengjøre kammeret og de assosierte rørledningene. De to innløps-portene til prøvetakingskammeret styres ved hjelp av ventilene V1 og V2.
Når en passende fluidprøve er hentet inn og blandet i prøvetakingskam-meret 132, stenges ventilen 132, og treveisventilen V4 settes slik at fluidprøven pumpes til et spillavløp. Fluidprøven passeres gjennom et membranfilter 133 som er konstruert for å slippe gjennom en forbestemt fase av fluidet.
Den separerte fasen pumpes til det kjemiske analysesystemet under anvendelse av prøvetakings/blandepumpen 131, mens den ekstraherte komponenten pumpes til analysesystemet under anvendelse av en andre pumpe 134 og et passende løsemiddel for den ekstraherte fasen. For eksempel, dersom den ekstraherte fasen er karbondioksyd, vil løsemiddelet kunne være en fortynnings-løsning av natriumhydroksyd; idet karbondioksydet løses opp i den alkaliske løsningen og omdannes til karbonat (eller bikarbonat) -ioner. Strømningsmengden av løsningsmiddel styres av den andre pumpen 134, og velges på grunnlag av kunnskap om den kjente diffusjonsraten for komponenten gjennom separasjon-smembranen 133.
Når prøven eller komponenten som skal analyseres er pumpet til ventilen V4, omstyres denne fra spill til analysesystemet, og et nøyaktig dosert volum forsynes til strømningsledningen 14 i analysesystemet. Det doserte volumet kan reguleres enten av forsyningspumpen 134 eller ved anvendelse av et dertil egnet fluidprøve-injeksjonssystem.
Den injiserte prøven pumpes gjennom separasjonssystemet 15, for eksempel en kromatografikolonne eller elektroforese-kappillærkolonne 151, og de separerte komponentene analyseres av en dertil egnet detektor, for eksempel elektrokjemiske (potensiometer, amperemeter) eller optiske (spektrofotometer eller fluorescens) detektorer. Ventilen V5 kan anvendes for å avlede visse separerte komponenter fra detektoren for å unngå problemer med kontaminering eller overlast av detektoren.
I anordningen som er vist i figur 2B er separator- og detektorenheter kombinert i ett mikromålesystem, som vil bli beskrevet mer i detalj nedenfor. Separatorenheten 15 omfatter en ioneselektiv membran.
loneselektive membranelektroder er elektrokjemiske elektroder som kan anvendes for direkte måling av aktiviteten, og således konsentrasjonen, av analytiske ioner (eng. analyte ions) i prøveløsninger, spesielt komplekse organiske løsninger. Selektivitet ovenfor ett element fremfor et annet bestemmes av beskaffenheten og den kjemiske sammensetningen til den ioneselektive membranen og de assosierte reaksjonslagene som anvendes for å produsere elektroden. Slike ioneselektive membraner tjener som en ytterligere komponent av en klassisk galvanisk celle med to elektroder, idet potensialet som utvikles i gren-seflaten mellom membranen og prøveløsningen direkte eller indirekte er relatert til aktiviteten til de analytiske ionene i prøveløsningen.
Måleprinsippet for elektrokjemiske celler som omfatter ioneselektive membranelektroder er relativt enkelt. To elektroder separeres av en ioneselektiv membran, idet løsningen på den ene siden av membranen er en intern referan-seløsning med kjent sammensetning og omfatter ioner til hvilke den ene elektroden, betegnet den interne elektroden, og membranen responderer, og løsningen på den andre siden av membranen er en prøveløsning som er i kontakt med den andre elektroden, betegnet den eksterne referanseelektroden.
I slike elektrokjemiske celler vil potensialene i grensen mellom fasene (eng. phase-boundary potensials) være konstante, bortsett fra membranpotensialet, som er forskjellen i det elektriske potensialet mellom den interne referan-seløsningen og prøveløsningen; idet variasjonen i dette membranpotensialet er en indikasjon på aktiviteten til de analytiske ionene i prøveløsningen. I praksis blir den interne elektroden, den interne referanseløsningen og den ioneselektive membranen ofte huset i én enkelt enhet for å tilveiebringe en ioneselektiv elektrode. I en slik innretning måles spenningen som en elektromotorisk kraft (electromotive force, EMF) mellom den ioneselektive elektroden (ISE) og referanseelektroden (RE) i henhold til formelen EMF = Eise - Ere.
Målesystemet kan være en mikrofabrikkert potensiometrisk føler som for eksempel er beskrevet i en artikkel av Uhlig m. fl. med tittelen "Miniaturized lon-Selective Chip Electrode for Sensor Application", publisert i Analytical Chemistry, Vol. 69, nr. 19, sidene 4032 til 4038. Disse miniatyrfølerne produseres ved å anbringe en polymer ioneselektiv membran i anisotropisk etsede celler i en tynn silisiumplate (eng. Silicon wafer), og under operasjon bringes en prøveløsning i kontakt med den ene siden av silisiumplaten.
En forbedret og (eng. more rugged) versjon av et slikt system, som omfatter en separasjonsplattform og deteksjon på én brikke er illustrert i figur 3.
Figur 3 viser føleren 31 produsert i en substratbrikke 32.
Brikken 32 omfatter en strømningskanal 33, som i denne utførelsesformen er rett, omfattende en innløpsport 35 og en utløpsport 37 gjennom hvilke en prøveløsning mates under operasjon. I denne utførelsesformen er strømnings-kanalen 33 10mm lang, 200^m bred og 20p.m dyp.
Brikken 32 omfatter videre et kammer 39 med en ioneselektiv membran 311. Kammeret 39 omfatter en første hovedseksjon 313, i denne utførelsesformen en flat, U-formet seksjon som omfatter første og andre porter 315, 317, og en andre, smal forgreningsseksjon 319 som kommuniserer direkte med strøm-ningskanalen 33 og hovedsakelig forløper mellom midtpunktene av hovedseksjonen 313 og strømningskanalen 33.1 denne utførelsesformen er hovedseksjonen 13 12mm lang, 200^im bred og 20u.m dyp, de første og andre portene 315, 317 er 800u.m i diameter og forgreningsseksjonen 319 er 830u,m lang, 20u,m bred og 20p,m dyp.
I denne utførelsesformen er kammeret 39 i sin helhet fylt med ioneselektiv membran 311 som vist. I andre utførelsesformer kan kun forgreningsseksjonen 319 i kammeret 39 være fylt med den ioneselektive membranen 311, eller kun den U-formede hovedseksjonen 313 i kammeret 39.
I en annen utførelsesf orm kan kammeret 39 omfatte et inert, porøst støtte-materiale, så som keramikk, som er tilveiebrakt for å understøtte den ioneselektive membranen 311 for å bedre dennes mekaniske stabilitet.
Brikken 32 er laget av to plater, i denne utførelsesformen omfattende mikro-tynt glass (eng. microsheet glass). I en alternativ utførelsesform kan platene være laget av tynne silisiumplater. I et første trinn etses én av platene ved HF våt-etsing for å danne brønner som definerer strømningskanalen 33 og hoved- og forgreningsseksjonene 313, 319 i kammeret 39, idet veggene gis de henholdsvise dimensjonene som beskrevet ovenfor. I et andre trinn bores fire hull, i denne ut-førelsesformen via ultrasonisk abrasjon, inn i den andre platen for å tilveiebringe innløps- og utløpsportene 35, 37 i strømningskanalen 33 og de første og andre portene 315, 317 i kammeret 39.1 et tredje trinn bindes de to platene til hverandre ved direkte smeltebinding. I et fjerde trinn fylles forgreningsseksjonen 319 i kammeret 39 med en organisk blanding som tilveiebringer den ioneselektive membranen 311. Denne fyllingen oppnås ved å opprettholde en strømning av gass, typisk en inert gass så som argon, gjennom strømningskanalen 33 og tilføre et forbestemt volum av den organiske blandingen inn gjennom én av portene 315, 317 i kammeret 39. På denne måten fylles hoved- og forgreningsseksjonene 313, 319 i kammeret 39 med den organiske blandingen; idet den organiske blandingen hindres i å komme inn i strømningskanalen 33 av gasstrømmen som opprettholdes derigjennom. Dersom kammeret 39 skal omfatte et inert, porøst støtte-materiale forsynes dette materialet før eller etter at disse platene er smeltet sammen. I et femte og siste trinn får brikken 32 hvile inntil løsningsmiddelet i den organiske blandingen i den ioneselektive membranen 311 har fordampet og det er dannet en tørr, ioneselektiv membran 311. Brikken 32 tørkes typisk i en de-hydreringsenhet.
I denne utførelsesformen omfatter den organiske blandingen tetrahydro-furan (THF) som et løsemiddel, o-nitrofenyloktyleter (o-NOPE) som en løse-middelmediator, polyvinylklorid (PVC) som et polymert matrisemateriale, kalium-tetrakis(4-klorfenyl)borat (TPB) som et lipofilt salt for å redusere den elektriske resistansen og et ioneoverføringsmiddel. Andre egnede polymere matrise-materialer omfatter fluorsilikon-elastomerer som har en relativt liten resistans og en høy dielektrisk konstant.
I en foretrukket utførelsesform kan kammeret 39 være overflatebehandlet på en slik måte at det får en økt hydrofobisitet. Kammeret 39 er fortrinnsvis silanisert gjennom behandling med en silanløsning. Egnede silanløsninger omfatter den siloxanbaserte løsningen Repelcote™ og 5% dimetylklorsilan i karbon-tetraklorid. I praksis behandles kammeret 39 etter at de to platene er bundet til hverandre ved å mate et tilmålt volum av silanløsning, typisk under anvendelse av en sprøytekanyle, inn gjennom én av portene 315, 317 i kammeret 39 og samtidig anvende et vakuum, typisk ved hjelp av en undertrykkspumpe, ved den andre av portene 315, 317 i kammeret 39 for å fylle dette. For å hindre at silanløsningen bringes inn i strømningskanalen 33, opprettholdes en strømning av gass, typisk en inert gass så som argon, i strømningskanalen 33. Silanløsningen holdes i kammeret 39 over en kort tidsperiode, typisk fra 2 til 3 minutter, og fjernes deretter helt under anvendelse av undertrykkspumpen. Denne prosessen blir deretter gjentatt for å sikre en fullstendig silanisering av kammeret 39.
Føleren 31 omfatter videre en første rørformig seksjon 321, av hvilken den ene enden er utvidet og bundet til brikken 32, i denne utførelsesformen ved hjelp av en epoksyharpiks, slik at den dekker den første porten 315 i kammeret 39; idet den første rørformige seksjonen 321 tilveiebringer et reservoar for å inneholde en intern referanseløsning, i denne utførelsesformen 0,1 M av KCI.
Føleren 1 omfatter videre et elektrodeelement 325, i denne utførelses-formen en Ag/AgCI-kabel, posisjonert i referanseløsningen inneholdt i den første rørformige seksjonen.
Føleren 31 omfatter videre en andre rørformig seksjon 327 av hvilken den ene enden er utvidet og bundet til brikken 32, i denne utførelsesformen ved hjelp av en epoksyharpiks, slik at den dekker utløpsporten 37 fra strømningskanalen 33; idet den andre rørformige seksjonen 327 tilveiebringer et reservoar for å inneholde prøveløsningen som mates inn gjennom strømningskanalen 33.
Føleren 1 omfatter videre en referanseelektrode 329 tilveiebrakt i den andre rørformige seksjonen 327 på en slik måte at den er i kontakt med prøveløsningen når denne er inneholdt deri. I denne utførelsesformen omfatter referanseelektroden 329 en Flexref™ Ag/AgCI miniatyrelektrode som er tilgjengelig fra World Precision Instruments i Stevenage, Storbritannia.
Føleren 1 omfatter videre en tredjé rørformig seksjon 331, i denne utførel-sesformen et kapillærrør av smeltet silika, som er bundet til brikken 32, i denne ut-førelsesformen ved hjelp av en epoksyharpiks, på en slik måte at den dekker innløpsporten 35 til strømningskanalen 33.
Med denne konstruksjonen definerer den ioneselektive membranen 311, re-feranseløsningen og elektrodeelémentet 325 sammen en ioneselektiv elektrode, slik at, når det mates en fluidprøve gjennom strømningskanalen 33, det skapes et spenningspotensiale over den ioneselektive elektroden og referanseelektroden 329 som svarer til membranpotensialet, som er det elektriske potensialet mellom referanseløsningen og prøveløsningen som representerer aktiviteten til de analytiske ionene i prøveløsningen.
Målesystemet omfatter videre en løsningsmåter 14 som er forbundet til den første separasjonsenheten, som vist i figur 2B. Målesystemet omfatter videre en datainnsamlingsenhet 349 for å logge den elektromotoriske kraften som genereres over den ioneselektive elektroden og referanseelektroden 329 i føleren 31.1 denne utførelsesformen omfatter datainnsamlingsenheten 349 et PICO-LOG™ datainnsamlingssystemj som er tilgjengelig fra Pico-Technology i Cambridge, Storbritannia, forbundet med den ioneselektive elektroden og referanseelektroden 329 via en bufferforsterker for å konvertere høyimpedansspenningen til en lavimpedansspenning.
Løsningsmateren 14 er konstruert for under anvendelse å mate en prøve-løsning i en forbestemt strømningsmengde gjennom strømningskanalen 33 i føleren 31. Mens denne prøveløsningen mates gjennom strømningskanalen 33, logges den elektromotoriske kraften som genereres over den ioneselektive elektroden og referanseelektroden 329 av datainnsamlingsenheten 349, hvilke data kan anvendes for å tilveiebringe sanntids målinger av aktiviteten til de analytiske ionene i prøveløsningen.
Systemet omfatter videre en pumpe 345, som via en rørledning 347 er forbundet med reservoaret for prøveløsning som tilveiebringes av den andre rørformige seksjonen 327, for å mate ut den målte løsningen til et spillavløp.
Eksempelet i figur 3A kan kombineres med en ytterligere separasjonsplattform, fortrinnsvis montert på samme bærebané.
Figur 3B viser en slik ytterligere separasjonsplattform lagt til i den ione-sensitive føleren i figur 3A. Separasjonsplattformen omfatter i hovedsak en kappilær-elektroforetisk kanal. Med en passende spenning anvendt i bufferfluid-reservoarene 362, 363, strømmer en prøve gjennom den grunnleggende elektroforetiske kanalen 361. For å laste inn fluidprøver i den elektroforetiske kanalen 361, opererer systemet en krysstrømningsmekanisme. Som i det forrige eksempelet, mates den initielle fluidprøvestrømmen via matingsenheten 14 og røret 331 til innløpsporten 35. Fra innløpsporten føres fluidprøvestrømmen gjennom kanalen 351 til et spillavløp 352. Ved å redusere spenningen over innløpet 35 og utløpet 352 til et nivå som er lavere enn den spenningen som anvendes i bufferfluid-reservoarene 362, 363, strømmer en "plugg" av prøvefluid sorti befinner seg ved krysningen av de to kanalene 351, 361 langs den kappilær-elektroforetiske separasjonskanalen 361.1 den elektroforetiske separasjonskanalen 361 separeres fluidprøven i henhold til mobiliteten til sine komponenter. Nær enden av kanalen 361 tilveiebringer en ioneselektiv føler 31 (som beskrevet i det forrige eksempelet) en ytterligere separasjon kombinert med en kvantitativ måling av fluidprøvens ipnekonsentrasjon. Deler av den passerende fluidprøven absorberes av den ioneselektive membranen og forårsaker en endring i potensialforskjellen mellom elektrodene 327 og 325. Systemstyrings- og datainnsamlingsenheten 349 overvåker denne endringen.
I det følgende beskrives et verktøy ifølge foreliggende oppfinnelse anvendt for forskjellige typer nedihulls målinger.
Figur 4 viser et formasjonstesteapparat 410 som føres på en kabel 412 inne
i en brønnboring 414. Apparatet 410 er en velkjent moduloppbygget dynamisk tester (MDT, Varemerke eiet av Schlumberger) som beskrevet i det sameide US-patentet 3 859 851 til Urbanosky, US-patentet 3 780 575 til Urbanosky og patentet 4 994 671 til Safinya m. fl., idet denne kjente testeren er modifisert ved at det er lagt til et analyseverktøy 416 som er beskrevet i detalj ovenfor. Den moduloppbyggede dynamiske testeren omfatter et legeme 420 som er omtrent 30m langt og inneholder en hovedrørbuss eller rørkanal 422. Analyseverktøyet 416 kommuniserer med strømningsledningen 422 via en åpning 417.1 tillegg til det nye føler-systemet 416 omfatter testeapparatet en optisk fluidanalysator 430 inne i den nedre andelen av strømningsledningen 422. Strømningen gjennom strømningsled^ ningen 422 drives av en pumpe 432 tilveiebrakt ved den øvre enden av strøm-ningsledningen 422. Hydrauliske armer 434 og motarmer 435 er festet utenfor legemet 420, og fører tuppen 436 av en prøvetakingssonde for å oppnå fluid-prøver. Basen av sondetuppen 436 er isolert fra brønnboringen 414 ved hjelp av en o-ring 440 eller en annen type forseglingsanordning (pakning).
Før komplettering av en brønn føres den moduloppbyggede dynamiske testeren inn i brønnen på føringskabelen 412. Etter at den har nådd et ønsket dyp, dvs. det området av formasjonen hvor det skal tas prøver av fluidet (her vist som 442), strekkes de hydrauliske armene 434 ut for å bringe tuppen 436 av prøve-takingssonden i kontakt med formasjonen. O-ringen 440 ved basen til prøve-takingssonden 436 danner en forsegling mellom siden av brønnboringen 444 og formasjonen 442 i hvilken sonden 436 er innført, og hindrer med det at prøve-takingssonden 436 tar fluid direkte fra borehullet 414.
Når prøvetakingssonden 436 er innført i formasjonen 442, sendes et elektrisk signal ned via kabelen 412 fra overflaten for å starte pumpen 432 og følersystemene 416 og 430 for å sette i gang prosessen med å hente inn en fluidprøve fra formasjonen 442. Den første separasjonsenheten i analysesystemet 416 er tilveiebrakt med en silisiumgummimembran. Den etterfølgende elektro-kinetiske separasjonen i den ioneselektive kanalen og den potensiometriske påviseren er konstruert for å måle innholdet av metallioner (Me<2+>) i fluidet som strømmer ut fra formasjonen.
En ytterligere mulig anvendelse av det nye føler- og separasjonssystemet er for måling-under-boring (measurement-while-drilling, MWD) -teknikker. Prinsippet ved MWD-målinger er kjent og er beskrevet i en stor mengde fag-litteratur, omfattende for eksempel US-patentet 5 445 228, med tittelen "Method and apparatus for formation sampling during the drilling of a hydrocarbon well).
Figur 5 viser en brønnboring 511 og den nedre delen av en borestreng 512 som omfatter en bunnhullsenhet 510. Bunnhullsenheten omfatter i sin fremre ende en borkrone 513. Den omfatter videre vektrør som anvendes for montering av ytterligere utstyr, så som en telemetrienhet 514 og en følerenhet 515. Telemetrjen-heten tilveiebringer en telemetriforbindelse til overflaten, for eksempel gjennom slampulstelemetri. Følerenheten omfatter den nye analyseringsenheten 516 som er beskrevet ovenfor. Analyseringsenheten 516 samler inn fluider fra brønn-boringen gjennom en liten åpning 517 som er beskyttet mot produksjonsavfall og andre partikler av et metallfilter.
Under boreoperasjonen kommer brønnfluid inn gjennom åpningen 517, og således den første separasjonsenheten i analyseringsverktøyet 516. Etter ytterligere separasjon og påvisning som beskrevet ovenfor (figurene 2 og 3), blir resul-tatene overført fra datainnsamlingsenheten til telemetrienheten 514, konvertert til telemetrisignaler og sendt til overflaten.
En tredje anvendelse er vist i figur 6. Denne viser en venturidyse-type strømningsmåler 610, som er velkjent for fagmannen og beskrevet for eksempel i US-patentet 5 736 650. Montert på et produksjonsrør eller foringsrør 612 blir strømningsmåleren i henhold til kjente prosedyrer installert på et sted i brønnen 611 med en ledningsforbindelse 613 forløpende til overflaten, for eksempel som beskrevet i US-patentet 5 829 520.
Strømningsmåleren består hovedsakelig av en begrensning eller struping 614 og to trykktapper 618 og 619 konvensjonelt posisjonert henholdsvis ved inngangen og posisjonen ved maksimal struping. Venturidysen kombineres vanligvis med en tetthetsmåler 615 tilveiebrakt lengre opp- eller nedstrøms.
Den nye analyseringsenheten 616 er fortrinnsvis posisjonert nedstrøms venturidysen for å utnytte den blandingseffekten venturidysen har på strømmen. En åpning 617 beskyttet av et metallfilter tilveiebringer et innløp til enheten.
Under produksjon kommer brønnfluid inn gjennom åpningen 617, og således den første separasjonsenheten i analyseringsverktøyet 616. Etter ytterligere separasjon og påvisning som beskrevet ovenfor (figurene 2 og 3), blir resul-tatene overført fra datainnsamlingsenheten til overflaten via kablene 613.
Et ytterligere eksempel på anvendelse av foreliggende oppfinnelse er vist i figur 7. Den illustrerte anordningen er en del av en nedihulls installasjon 710 som anvendes for å overvåke strømningen gjennom en nedihulls kanal 712. Anordningen omløper en strømningsbegrensning 713. Overvåkningssystemet omfatter tre trykkfølere 721, 722, 723 og seks ventiler 731 -736 tilveiebrakt i forskjellige posisjoner langs en rørkanal 74. Rørkanalen har en første åpning 741 som dekkes av et filter 751. Filteret 751 beskytter et innenfor tilveiebrakt fasefilter 752. Også posisjonert langs rørkanalen 74 er en konduktivitetsmåler 76 og et blandekammer 77 etterfulgt av et pumpesystem 78. Pumpesystemet 78 opereres ved termisk ekspansjon. Den nødvendige termiske energien tilveiebringes av en elektrisk oppvarmingsspole 781. Utløpsstrømningsledningen leder til den brikkemonterte separasjons- og analyseringsenheten beskrevet i forbindelse med figur 3.
Under operasjon produseres en flerfasestrømning 711 fra brønnen, som pumpes gjennom rørkanalen 712. En prøve fra hovedkanalen trekkes inn gjennom fasefilteret 752 (et vannmettet keramisk materiale med porestørrelser som er mindre enn 1 mikromillimeter) som kun slipper gjennom vandig fase. Fluidprøven strømmer gjennom filteret drevet av en trykkgradient som genereres midlertidig ved å stenge strømningsstrupingssystemet 713. Trykkgradienten kan måles med trykkomsetterne 721, 722. Når ventilen 731 åpnes strømmer vannprøven gjennom en konduktivitetsmåler 76. Konduktivitetsmåleren anvendes for å bestemme saltinnholdet i vannet. Ventilen 732 anvendes for å bli kvitt uønskede fluidprøver. For ytterligere behandling samles fluidprøvene opp inne i blandekammeret 77, der én eller flere fluidprøver kan blandes for å tilveiebringe en representativ gjen-nomsnittsprøve av fluidet over et innsamlingsintervail. Et lite pumpesystem, for eksempel en termisk ekspansjonspumpe, anvendes for å mate den testede strømmen inn i følersystemet for kvantitativ analyse som beskrevet ovenfor (figur 3). Strømningen styres ved hjelp av ventilen 736 og trykkføleren 723. Som forberedelse for ytterligere prøvetaking kan rørkanalen 74 skylles eller tømmes via ventilen 735.
De ovenfor gitte eksemplene illustrerer mulige anvendelser av det nye ana-lyseverktøyet, men er ikke ment å ekskludere andre mulige anvendelser av ana-lyseverktøyet for analyse av brønnfiuider.

Claims (17)

1. Anordning for nedihulls kjemisk analyse av brønnfiuider, der anordningen omfatter: eh hovedkanal som under operasjon fører nevnte avløpsfluid fra en brønn-boring, en prøvetakingskanal (11) som via minst én åpning (12) står i kommunikasjon med nevnte hovedkanal, en første faseseperasjonsplattform (13), karakterisert ved at den første faseseparasjonsplattformen (13) er innrettet til å generere en tvunget strømning av en fluidprøve av nevnte avløpsfluid gjennom et første faseseparasjonsorgan (133), og der det første faseseparasjonsorgan (133) er innrettet til å slippe en forhåndsbestemt fase av nevnte avløpsfluid gjennom nevnte første faseseparasjonsorgan (133), en andre separasjonsplattform (15) som er innrettet til å generere en tvunget strømning av i hvert fall en del av nevnte forhåndsbestemte fase gjennom et andre separasjonsorgan (151) for å tilveiebringe en ytterligere separert fluid-prøve, der det andre separasjonsorgan (151) er innrettet til å separere nevnte ytterlige separerte fluidprøve i henhold til kjemiske eller fysiske egenskaper; og en følerenhet (31) for å påvise komponenter av nevnte ytterligere separerte fluidprøve.
2. Analyseanordning ifølge krav 1, der den andre separasjonsplattformen (15) omfatter en migrasjonsvei eller kolonne som er fylt med materiale som gir forskjellige molekyler forskjellige migrasjonshastigheter.
3. Analyseanordning ifølge krav 1, der minst én av separasjonsplattformene (13,15) omfatter en membran som separasjonsorgan.
4. Analyseanordning ifølge krav 3, der membranen er laget av et materiale som er valgt fra en gruppe som omfatter PTFE, ZrS04 eller silisiumgummi.
5. Analyseanordning ifølge krav 3, der membranen er ioneselektiv.
6. Analyseanordning ifølge krav 1, omfattende et pumpesystem (131,134, 432) som genererer en tvunget strømning gjennom minst ett av separasjonsorganene (133,151).
7. Analyseanordning ifølge krav 1, omfattende en elektrisk spennings-generator for å generere en tvunget strømning gjennom minst ett av separasjonsorganene (133, 151).
8. Analyseanordning ifølge krav 1, der separasjonsorganene (133,151) og/eller følerenheten (31) er mikrofabrikkert.
9. Analyseanordning ifølge krav 1, der separasjonsorganene (133,151) og/eller følerenheten (31) er montert på en felles bærebane.
10. Analyseanordning ifølge krav 1, der følerenheten (31) er sensitiv for ladede atomer eller molekyler.
11. Analyseanordning ifølge krav 10, der følerenheten (31) er sensitiv for ladede atomer eller molekyler valgt fra en gruppe som består av Ca<2+>, Mg<2+>, Sr2"1", Ba<2+>, Na<+>, K<+>, C03<2>", S04<2>", P04<3>' og Cl\
12. Analyseanordning ifølge krav 10, der følerenheten (31) omfatter en potensiometrisk føler.
13. Analyseanordning ifølge krav 1, der følerenheten (31) er sensitiv for organiske molekyler.
14. Analyseanordning ifølge krav 1, huset i et legeme som er konstruert for å festes til en kabel og henge i nevnte kabel.
15. Analyseanordning ifølge krav 1, huset i et legeme som er montert på en borestreng.
16. Analyseanordning ifølge krav 1, huset i et legeme som er montert på et brønnproduksjonsrør eller et brønnforingsrør.
17. Analyseanordning ifølge krav 1, videre omfattende et filter eller en sikt for å fjerne faste stoffer, posisjonert i strømningsretningen før nevnte første separasjonsplattform (133).
NO20026041A 2000-06-21 2002-12-16 Anordning for nedihulls kjemisk analyse av bronnfluider NO325099B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB0015052A GB2363809B (en) 2000-06-21 2000-06-21 Chemical sensor for wellbore applications
PCT/GB2001/002546 WO2001098630A1 (en) 2000-06-21 2001-06-11 Chemical sensor for wellbore applications

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20026041D0 NO20026041D0 (no) 2002-12-16
NO20026041L NO20026041L (no) 2002-12-19
NO325099B1 true NO325099B1 (no) 2008-02-04

Family

ID=9894015

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20026041A NO325099B1 (no) 2000-06-21 2002-12-16 Anordning for nedihulls kjemisk analyse av bronnfluider

Country Status (5)

Country Link
US (1) US7231819B2 (no)
AU (1) AU7421901A (no)
GB (1) GB2363809B (no)
NO (1) NO325099B1 (no)
WO (1) WO2001098630A1 (no)

Families Citing this family (70)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2003237954A1 (en) 2002-06-28 2004-01-19 Shell International Research Maatschappij B.V. System for detecting gas in a wellbore during drilling
US7100689B2 (en) 2002-12-23 2006-09-05 The Charles Stark Draper Laboratory Inc. Sensor apparatus and method of using same
EP1601858A2 (en) 2003-03-10 2005-12-07 Baker Hughes Incorporated A method and apparatus for pumping quality control through formation rate analysis
FR2854197B1 (fr) * 2003-04-25 2005-07-22 Geoservices Dispositif d'analyse d'au moins un gaz contenu dans un liquide notamment un fluide de forage.
GB2404252B (en) * 2003-07-24 2005-09-28 Schlumberger Holdings Apparatus and method for measuring concentrations of ions in downhole water
US7195063B2 (en) * 2003-10-15 2007-03-27 Schlumberger Technology Corporation Downhole sampling apparatus and method for using same
US7395704B2 (en) * 2003-11-21 2008-07-08 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for downhole fluid analysis using molecularly imprinted polymers
US8262909B2 (en) * 2004-07-06 2012-09-11 Schlumberger Technology Corporation Methods and devices for minimizing membrane fouling for microfluidic separators
US7240546B2 (en) * 2004-08-12 2007-07-10 Difoggio Rocco Method and apparatus for downhole detection of CO2 and H2S using resonators coated with CO2 and H2S sorbents
US7458257B2 (en) * 2005-12-19 2008-12-02 Schlumberger Technology Corporation Downhole measurement of formation characteristics while drilling
US8104338B2 (en) * 2006-02-21 2012-01-31 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for ion-selective discrimination of fluids downhole
US7373813B2 (en) * 2006-02-21 2008-05-20 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for ion-selective discrimination of fluids downhole
WO2008011189A1 (en) * 2006-07-21 2008-01-24 Halliburton Energy Services, Inc. Packer variable volume excluder and sampling method therefor
US7710000B2 (en) 2006-08-04 2010-05-04 Schlumberger Technology Corporation Erosion and wear resistant sonoelectrochemical probe
GB2441784A (en) * 2006-09-13 2008-03-19 Rtc North Ltd Device for obtaining and analysing a biological fluid
US7644611B2 (en) * 2006-09-15 2010-01-12 Schlumberger Technology Corporation Downhole fluid analysis for production logging
GB2456431B (en) * 2006-09-15 2011-02-02 Schlumberger Holdings Downhole fluid analysis for production logging
GB2444276B (en) * 2006-12-02 2009-06-03 Schlumberger Holdings System and method for qualitative and quantitative analysis of gaseous components of multiphase hydrocarbon mixtures
US7637151B2 (en) * 2006-12-19 2009-12-29 Schlumberger Technology Corporation Enhanced downhole fluid analysis
GB2445745B (en) 2007-01-17 2009-12-09 Schlumberger Holdings System and method for analysis of well fluid samples
GB2459822B (en) * 2007-03-19 2011-11-16 Halliburton Energy Serv Inc Separator for downhole measuring and method therefor
US7814782B2 (en) * 2007-08-13 2010-10-19 Baker Hughes Incorporated Downhole gas detection in drilling muds
CA2700397A1 (en) * 2007-09-26 2009-04-02 Massachusetts Institute Of Technology Electrokinetic concentration device and methods of use thereof
DK2075403T3 (da) 2007-12-27 2011-03-21 Schlumberger Technology Bv Realtidsmåling af resevoirfluiders egenskaber
US8297351B2 (en) * 2007-12-27 2012-10-30 Schlumberger Technology Corporation Downhole sensing system using carbon nanotube FET
US8616277B2 (en) * 2008-04-14 2013-12-31 Baker Hughes Incorporated Real time formation pressure test and pressure integrity test
US8904859B2 (en) 2008-08-26 2014-12-09 Schlumberger Technology Corporation Detecting gas compounds for downhole fluid analysis
US20100050761A1 (en) * 2008-08-26 2010-03-04 SchlumbergerTechnology Corporation Detecting gas compounds for downhole fluid analysis
US8082780B2 (en) * 2008-08-28 2011-12-27 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for decreasing a density of a downhole fluid
US9051821B2 (en) * 2008-12-15 2015-06-09 Schlumberger Technology Corporation Microfluidic methods and apparatus to perform in situ chemical detection
EP2669675B1 (en) * 2008-12-16 2015-09-30 Halliburton Energy Services, Inc. Formation fluid composition determination with waste management
US20100269579A1 (en) * 2009-04-22 2010-10-28 Schlumberger Technology Corporation Detecting gas compounds for downhole fluid analysis using microfluidics and reagent with optical signature
US9085964B2 (en) 2009-05-20 2015-07-21 Halliburton Energy Services, Inc. Formation tester pad
US9074465B2 (en) * 2009-06-03 2015-07-07 Schlumberger Technology Corporation Methods for allocating commingled oil production
US20110065101A1 (en) 2009-06-04 2011-03-17 Lockheed Martin Corporation Multiple-sample microfluidic chip for DNA analysis
US8464790B2 (en) * 2009-11-17 2013-06-18 Baker Hughes Incorporated Brine salinity from sound speed
FR2955355B1 (fr) * 2010-01-18 2012-12-14 Imageau Appareil et systeme d'echantillonnage de fluides souterrains
GB2497501A (en) 2010-10-15 2013-06-12 Lockheed Corp Micro fluidic optic design
CA2823716C (en) 2011-01-04 2018-02-13 Exxonmobil Upstream Research Company Method and apparatus for a mid-infrared (mir) system for real time detection of petroleum in colloidal suspensions of sediments and drilling muds during drilling, logging, and production operations
GB2501598B (en) * 2011-02-17 2018-10-24 Halliburton Energy Services Inc Methods and systems of collecting and analyzing drilling fluids in conjunction with drilling operations
US20120285680A1 (en) * 2011-05-13 2012-11-15 Baker Hughes Incorporated Separation system to separate phases of downhole fluids for individual analysis
CN102242610A (zh) * 2011-05-13 2011-11-16 北京师范大学 一种随钻烃类检测钻铤研制
CN102926746B (zh) * 2011-08-11 2016-01-13 中国石油化工股份有限公司 地层流体油气实时监测录井系统及其方法
US9322054B2 (en) 2012-02-22 2016-04-26 Lockheed Martin Corporation Microfluidic cartridge
DK2872742T3 (da) * 2012-07-16 2022-07-25 Schlumberger Technology Bv Capillary electrophoresis for reservoir fluid analysis at wellsite and laboratory
US9804076B2 (en) * 2013-03-13 2017-10-31 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Use of detection techniques for contaminant and corrosion control in industrial processes
US10018590B2 (en) 2013-08-15 2018-07-10 Schlumberger Technology Corporation Capillary electrophoresis for subterranean applications
US9435192B2 (en) * 2013-11-06 2016-09-06 Schlumberger Technology Corporation Downhole electrochemical sensor and method of using same
US10605068B2 (en) * 2013-12-17 2020-03-31 Schlumberger Technology Corporation Downhole electrochemical fluid sensor and method of using same
US11169114B2 (en) * 2014-04-30 2021-11-09 Schlumberger Technology Corporation Simultaneous analysis of multiple components in well fluids
US9857498B2 (en) * 2014-06-05 2018-01-02 Baker Hughes Incorporated Devices and methods for detecting chemicals
US10844712B2 (en) * 2014-08-11 2020-11-24 Schlumberger Technology Corporation Devices and methods for measuring analyte concentration
US20160241053A1 (en) * 2015-01-09 2016-08-18 Reme, L.L.C. Downhole battery control and monitoring assembly
US10025000B2 (en) 2016-01-21 2018-07-17 Baker Hughes Incorporated Optical sensors for downhole tools and related systems and methods
WO2017131673A1 (en) * 2016-01-27 2017-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Adding ion sensitivity to an integrated computational element (ice)
EP3199942A1 (en) * 2016-02-01 2017-08-02 Openfield A downhole fluid properties optical analysis probe having a removable optical tip
US10120097B2 (en) 2016-04-05 2018-11-06 Baker Hughes Incorporated Methods and apparatus for measuring hydrogen sulfide in downhole fluids
US10655455B2 (en) * 2016-09-20 2020-05-19 Cameron International Corporation Fluid analysis monitoring system
US10704387B2 (en) * 2016-09-27 2020-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Formation tester comprising reactive filter material sensors
BR112019003265B1 (pt) 2016-09-27 2022-08-23 Halliburton Energy Services, Inc Testador de formação, e, método e sistema para utilização em operações de formação subterrânea
CN110494627A (zh) * 2016-10-31 2019-11-22 阿布扎比国家石油公司 用于对流体例如来自油气井的生产流体进行采样和/或分析的方法和系统
GB201709306D0 (en) 2017-06-12 2017-07-26 Univ Oxford Innovation Ltd Seperation methods
US11555402B2 (en) * 2020-02-10 2023-01-17 Halliburton Energy Services, Inc. Split flow probe for reactive reservoir sampling
US11255189B2 (en) 2020-05-20 2022-02-22 Halliburton Energy Services, Inc. Methods to characterize subterranean fluid composition and adjust operating conditions using MEMS technology
US11060400B1 (en) 2020-05-20 2021-07-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods to activate downhole tools
US11255191B2 (en) 2020-05-20 2022-02-22 Halliburton Energy Services, Inc. Methods to characterize wellbore fluid composition and provide optimal additive dosing using MEMS technology
EP4359634A1 (en) * 2021-06-22 2024-05-01 Services Pétroliers Schlumberger Processes and appartus for the removal of debris during downhole operations
US11833445B2 (en) 2021-09-22 2023-12-05 Saudi Arabian Oil Company Method and device for separating and measuring multiphase immiscible fluid mixtures using an improved analytical cell
US11761945B2 (en) 2021-09-22 2023-09-19 Saudi Arabian Oil Company Water analysis unit of a system for separating and analyzing a multiphase immiscible fluid mixture and corresponding method
US11833449B2 (en) 2021-09-22 2023-12-05 Saudi Arabian Oil Company Method and device for separating and measuring multiphase immiscible fluid mixtures

Family Cites Families (28)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR1599037A (no) * 1968-11-12 1970-07-15
US4006630A (en) * 1976-05-26 1977-02-08 Atlantic Richfield Company Well testing apparatus
US4676310A (en) * 1982-07-12 1987-06-30 Scherbatskoy Serge Alexander Apparatus for transporting measuring and/or logging equipment in a borehole
US4577492A (en) * 1983-05-12 1986-03-25 Phillips Petroleum Company Analytical method and apparatus
US4661459A (en) * 1986-01-06 1987-04-28 Geo Operator Corporation Continuous gas/steam monitor
US4739654A (en) * 1986-10-08 1988-04-26 Conoco Inc. Method and apparatus for downhole chromatography
GB2202047A (en) * 1987-03-09 1988-09-14 Forex Neptune Sa Monitoring drilling mud
EP0364362B1 (fr) * 1988-10-14 1992-07-08 Institut Français du Pétrole Procédé et dispositif de diagraphie en puits de production non éruptif
US5147561A (en) * 1989-07-24 1992-09-15 Burge Scott R Device for sampling and stripping volatile chemicals within wells
US5095983A (en) * 1990-10-02 1992-03-17 Chevron And Research And Technology Company Multiphase production evaluation method using thru-tubing, wireline packoff devices
US5361632A (en) * 1992-04-24 1994-11-08 Chevron Research And Technology Company Method and apparatus for determining multiphase holdup fractions using a gradiomanometer and a densitometer
US5351532A (en) 1992-10-08 1994-10-04 Paradigm Technologies Methods and apparatus for making chemical concentration measurements in a sub-surface exploration probe
US5338448A (en) * 1992-10-16 1994-08-16 Sarasep, Inc. Method of preventing contamination of a chromatography column
US5329811A (en) * 1993-02-04 1994-07-19 Halliburton Company Downhole fluid property measurement tool
CA2189553C (en) * 1994-05-05 1999-10-19 James S. Fritz Chemically modified solid phase extraction particles and articles containing same
US5517024A (en) 1994-05-26 1996-05-14 Schlumberger Technology Corporation Logging-while-drilling optical apparatus
US5837893A (en) * 1994-07-14 1998-11-17 Marathon Oil Company Method for detecting pressure measurement discontinuities caused by fluid boundary changes
US6001229A (en) * 1994-08-01 1999-12-14 Lockheed Martin Energy Systems, Inc. Apparatus and method for performing microfluidic manipulations for chemical analysis
US5673752A (en) * 1995-12-22 1997-10-07 Scudder; Pat Method and apparatus for producing gas from a formation containing both gas and water
US5859430A (en) * 1997-04-10 1999-01-12 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for the downhole compositional analysis of formation gases
WO1999000575A2 (en) 1997-06-27 1999-01-07 Baker Hughes Incorporated Drilling system with sensors for determining properties of drilling fluid downhole
US6023340A (en) 1998-05-07 2000-02-08 Schlumberger Technology Corporation Single point optical probe for measuring three-phase characteristics of fluid flow in a hydrocarbon well
GB2344365B (en) * 1998-12-03 2001-01-03 Schlumberger Ltd Downhole sampling tool and method
US6305216B1 (en) * 1999-12-21 2001-10-23 Production Testing Services Method and apparatus for predicting the fluid characteristics in a well hole
GB2359631B (en) * 2000-02-26 2002-03-06 Schlumberger Holdings Hydrogen sulphide detection method and apparatus
EP1397661B1 (en) * 2001-05-15 2008-09-10 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for downhole fluid characterization using flxural mechanical resonators
US6662644B1 (en) * 2002-06-28 2003-12-16 Edm Systems Usa Formation fluid sampling and hydraulic testing tool
US6964301B2 (en) * 2002-06-28 2005-11-15 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for subsurface fluid sampling

Also Published As

Publication number Publication date
US7231819B2 (en) 2007-06-19
US20040045350A1 (en) 2004-03-11
GB2363809A (en) 2002-01-09
NO20026041L (no) 2002-12-19
AU7421901A (en) 2002-01-02
NO20026041D0 (no) 2002-12-16
WO2001098630A1 (en) 2001-12-27
GB0015052D0 (en) 2000-08-09
GB2363809B (en) 2003-04-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO325099B1 (no) Anordning for nedihulls kjemisk analyse av bronnfluider
RU2232891C2 (ru) Скважинный потенциометрический датчик
US9696193B2 (en) Real-time measurement of reservoir fluid properties
CA2874870C (en) Capillary electrophoresis for reservoir fluid analysis at wellsite and laboratory
EP2749732B1 (en) Measurement while drilling tool with interconnect assembly
US7644611B2 (en) Downhole fluid analysis for production logging
US20110257887A1 (en) Utilization of tracers in hydrocarbon wells
US20060042793A1 (en) Apparatus and method for formation evaluation
US9034651B2 (en) Apparatus and method for measuring concentrations of scale-forming ions
AU2014346655B2 (en) Downhole electrochemical sensor and method of using same
US8146415B2 (en) Downhole gas chromatograph
US8360143B2 (en) Method of determining end member concentrations
CN205719989U (zh) 一种电化学发光检测池
WO2009066990A2 (en) Apparatus for soil nutrient analysis
EP2930510A1 (en) System and method for measuring free and dissolved gasses in drilling fluids
US10738604B2 (en) Method for contamination monitoring
WO2013122477A1 (en) Apparatus and method for well testing
AU2014203431A1 (en) Downhole fluid sensor with conductive shield and method of using same
Dria et al. Membrane-based gas sensing for robust pay identification
EP2930511A1 (en) System and method for measuring free and dissolved gasses in drilling fluids
MXPA06000674A (en) Apparatus and method for measuring concentrations of scale-forming ions

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees