NO335561B1

NO335561B1 - Fluorescence Spectrometer and Method for Measuring Fluorescence Spectra in a Wellbore Fluid

Info

Publication number: NO335561B1
Application number: NO20045397A
Authority: NO
Inventors: Rocco Difoggio; Arnold M Walkow; Paul A Bergren; Louis Perez
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 2002-06-04
Filing date: 2004-12-10
Publication date: 2014-12-29
Also published as: NO20045397L

Description

Bakgrunn for oppfinnelsen Background for the invention

Teknisk område Technical area

Foreliggende oppfinnelse angår en anordning og en fremgangsmåte for å utføre enkel fluorescensspektroskopi ved å bruke en ultrafiolett LED/lyskilde i et brønnhullsmiljø for å estimere prøverensing og API-tyngde basert på spektralrespons over tid. Traser blir tilføyd for å fremheve deteksjon av olje- og vann-basert slam. The present invention relates to a device and a method for performing simple fluorescence spectroscopy using an ultraviolet LED/light source in a wellbore environment to estimate sample purification and API gravity based on spectral response over time. Traces are added to highlight the detection of oil and water-based sludge.

Teknisk bakgrunn Technical background

Fluorescensanalyse er blitt utført på borkaks eller kjerneprøver fremskaffet under boring av brønner for å bestemme forekomsten av hydrokarboner i porefluid. Et eksempel på en slik teknikk kan finnes i US-patent nr. 4 690 821. I teknikker slik som disse blir borkaks eller kjerneprøver renset for å fjerne eventuelle borefluidprodukter som ellers kan interferere med analysen. Prøven blir knust og ekstrahert med et løsemiddel, som så blir analysert. Alternativt blir prøven bestrålt direkte og fluorescensen blir analysert. Selv om denne teknikken kan tilveiebringe rimelig nøyaktig analyse av porefluidene, er det visse ulemper. Kjerneprøver er forholdsvis kostbare å fremskaffe og må tilbakeføres til overflaten for analyse. Siden kjerneprøver bare blir tatt fra spesielle posisjoner, er det også mulig at hydrokarbonførende formasjoner kan bli oversett. Borekaks kan fremskaffes kontinuerlig under boring, men har den ulempe at det ikke er mulig å bestemme på overflaten nøyaktig hvor borekaksen stammer fra i et brønnhull, noe som gjør identifikasjonen av hydrokarbonførende formasjoner vanskelig. Borekaks gir heller ingen nøyaktig indikasjon på utstrekningen av eventuelle hydrokarbonførende formasjoner. Nyere innovasjoner er blitt konsentrert om å utføre fluorescensforsøk i et brønnhullsmilj ø. Fluorescence analysis has been performed on cuttings or core samples obtained during the drilling of wells to determine the presence of hydrocarbons in pore fluid. An example of such a technique can be found in US Patent No. 4,690,821. In techniques such as these, drill cuttings or core samples are cleaned to remove any drilling fluid products that might otherwise interfere with the analysis. The sample is crushed and extracted with a solvent, which is then analyzed. Alternatively, the sample is irradiated directly and the fluorescence is analyzed. Although this technique can provide reasonably accurate analysis of the pore fluids, there are certain disadvantages. Core samples are relatively expensive to obtain and must be returned to the surface for analysis. Since core samples are only taken from specific positions, it is also possible that hydrocarbon-bearing formations may be overlooked. Drilling cuttings can be obtained continuously during drilling, but has the disadvantage that it is not possible to determine on the surface exactly where the cuttings originate in a wellbore, which makes the identification of hydrocarbon-bearing formations difficult. Drilling cuttings also do not give an accurate indication of the extent of any hydrocarbon-bearing formations. More recent innovations have been concentrated on performing fluorescence experiments in a wellbore environment.

US-patent 5 912 459 utstedt til Mullins m.fl., med tittelen "Method and Apparatus For Fluorescence Logging" beskriver en fremgangsmåte som omfatter å belyse et brønnhull med lys fra en kilde i et verktøy eller en sonde og detektere eventuell fluorescensstråling med en detektor i verktøyet og analysere fluorescensstrålingen for å bestemme forekomsten av hydrokarboner i formasjonen. Borehullsveggen blir fortrinnsvis belyst og fluorescens detektert ved hjelp av et vindu i verktøyet som blir presset mot borehullsveggen. Vinduet blir vanligvis presset mot borehullsveggen med tilstrekkelig kraft til å fordrive en eventuell slamkake over en betydelig tid, mens verktøyet blir beveget gjennom brønnhullet. Pressing av vinduet mot borehullsveggen, minimaliserer rugositetseffekter hvis det antas at det finnes lav rugositet. US patent 5,912,459 issued to Mullins et al., entitled "Method and Apparatus For Fluorescence Logging" describes a method that comprises illuminating a wellbore with light from a source in a tool or probe and detecting any fluorescence radiation with a detector in the tool and analyze the fluorescence radiation to determine the presence of hydrocarbons in the formation. The borehole wall is preferably illuminated and fluorescence detected using a window in the tool which is pressed against the borehole wall. The window is usually pressed against the borehole wall with sufficient force to dislodge any mud cake over a considerable time, while the tool is moved through the borehole. Pressing the window against the borehole wall minimizes roughness effects if low roughness is assumed to exist.

US-patent 6 140 637, også utstedt til Mullins m.fl., i samme patentfamilie og med samme tittel, omhandler en fremgangsmåte og apparat for logging av fluorescens i fluider i et brønnhull, omfattende å lokalisere in situ hydrokarboner i undergrunnen ved å belyse borehullveggen med lys som er synlig, infrarødt eller ultrafiolett lys eller kombinasjoner av disse, fra en kilde i et loggeverktøy; å detektere en hvilken som helst fluorescerende stråling med en detektor i verktøyet; og å analysere den fluorescerende stråling for å bestemme tilstedeværelsen av hydrokarbon i undergrunnen. Verktøyet beveges gjennom borehullet mens borehullsveggen blir belyst og fluorescens detektert gjennom et vindu i det verktøyet som er presset mot borehullsveggen. US patent 6,140,637, also issued to Mullins et al., in the same patent family and with the same title, relates to a method and apparatus for logging fluorescence in fluids in a wellbore, comprising locating in situ hydrocarbons in the subsoil by illuminating the borehole wall with light that is visible, infrared or ultraviolet light or combinations thereof, from a source in a logging tool; detecting any fluorescent radiation with a detector in the tool; and analyzing the fluorescent radiation to determine the presence of hydrocarbon in the subsurface. The tool is moved through the borehole while the borehole wall is illuminated and fluorescence is detected through a window in the tool which is pressed against the borehole wall.

PCT-søknad (internasjonal publikasjon nr. WO 01/20322 Al) beskriver en fremgangsmåte for fluorescensspektrometri for å forutsi begynnelsestrykket for asfaltenutfelling i en brønnhullsformasjon. Oppfinnelsen ifølge dette patentet omfatter å belyse og måle en isolert prøve ved flere trykk. Når asfaltener felles ut, induserer de betydelig optisk spredning. Asfaltenutfelling blir detektert som en skarp reduksjon av overført lys og som en stor økning i lys-spredningsstyrken til prøven. WO 01/20322 beskriver fluorescens som en bestemmelse av bare forurensninger. Det er derfor et behov for en fremgangsmåte og en anordning til å bestemme oljeegenskaper og videre oljeprøverenhet ved bruk av fluorescens. PCT application (International Publication No. WO 01/20322 A1) describes a fluorescence spectrometry method for predicting the onset pressure of asphaltene precipitation in a wellbore formation. The invention according to this patent includes illuminating and measuring an isolated sample at several pressures. When asphaltenes precipitate, they induce significant optical scattering. Asphaltene precipitation is detected as a sharp reduction of transmitted light and as a large increase in the light scattering strength of the sample. WO 01/20322 describes fluorescence as a determination of only contaminants. There is therefore a need for a method and a device to determine oil properties and further oil sample purity using fluorescence.

I et brønnhullsmiljø er det vanskelig å benytte en sensor. Måleinstrumenter i et brønnhullsmiljø må arbeide under betingelser med begrenset plass i en sondes eller et verktøys trykkhus, ved høye temperaturer, og de må motstå støt og vibrasjoner. Det er derfor et behov for et enkelt, men robust fluorescensspektrometer egnet for drift i et brønnhullsmiljø. In a wellbore environment, it is difficult to use a sensor. Measuring instruments in a downhole environment must work under conditions of limited space in a probe's or tool's pressure housing, at high temperatures, and they must withstand shock and vibration. There is therefore a need for a simple but robust fluorescence spectrometer suitable for operation in a wellbore environment.

Oppsummering av oppfinnelsen Summary of the invention

Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en ultrafiolett LED (UV LED) for en gruppe med små LED'er for en UV-lyskilde. Gruppen med små LED'er er mer elektrisk effektive enn en enkelt, større LED. Foreliggende oppfinnelsen gjør det mulig å overvåke prøverengjøring (endring i fluorescens) når et syntetisk oljebasert slam-filtrat (OBM-filtrat) ikke har noen aromatiske stoffer slik at det ikke fluorescerer, men råolje har aromatiske stoffer som fluorescerer. Et eksempel på en UV LED hadde et galliumnitrid-aktivt (GaN-aktivt) lag, et aluminiumnitrid-bufferlag (AlN-lag, også kalt kledning) og et safirsubstrat. En dårligere virkende UV LED hadde et aktivt galliumnitrid-lag (GaN-lag), et aluminiumindiumnitrid-bufferlag (AlInN-bufferlag) og et silisiumkarbidsubstrat. The present invention provides an ultraviolet LED (UV LED) for a group of small LEDs for a UV light source. The group of small LEDs are more electrically efficient than a single, larger LED. The present invention makes it possible to monitor sample cleaning (change in fluorescence) when a synthetic oil-based sludge filtrate (OBM filtrate) has no aromatic substances so that it does not fluoresce, but crude oil has aromatic substances that fluoresce. An example of a UV LED had a gallium nitride active (GaN active) layer, an aluminum nitride buffer layer (AlN layer, also called cladding) and a sapphire substrate. A lower performing UV LED had an active gallium nitride layer (GaN layer), an aluminum indium nitride buffer layer (AlInN buffer layer) and a silicon carbide substrate.

Foreliggende oppfinnelse gjør det også mulig å estimere ytterligere råoljeegenskaper i et brønnhull fordi en mer lyssterk og/eller mer blå målt fluorescens indikerer en høyere API-tyngde. Ved å nedsette trykket i en gassholdig råolje, endres forholdet mellom blå og grønn fluorescens ved passering under asfaltenutfellingstrykket. The present invention also makes it possible to estimate further crude oil properties in a wellbore because a brighter and/or more blue measured fluorescence indicates a higher API weight. By reducing the pressure in a gaseous crude oil, the ratio between blue and green fluorescence changes when passing below the asphaltene precipitation pressure.

Foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer også anvendelser av fluorescenssporstoffer hvor tilsetning av et sporstoff til slam muliggjør ytterligere forbedrede målinger for å skjelne mellom olje og OBM-filtrat for å bidra til å kvantifisere OBM-filtratforurensning, basert på forekomsten eller fraværet av sporstoffer. The present invention also provides applications of fluorescence tracers where the addition of a tracer to sludge enables further improved measurements to distinguish between oil and OBM filtrate to help quantify OBM filtrate contamination, based on the presence or absence of tracers.

For mer kvantitative resultater korrigerer vi råfluor-escensresponsen ved å benytte en formel for hver kanal som består av tre faktorer. For more quantitative results, we correct the raw fluorescence response using a formula for each channel consisting of three factors.

Foreliggende oppfinnelse sørger også for korrelering av råmålingsdata på følgende måte: Ch_X_Multiplicative_Correction_Factor_at_Temperature_T = The present invention also provides for correlation of raw measurement data in the following way: Ch_X_Multiplicative_Correction_Factor_at_Temperature_T =

(korreksjonsfaktor for å dimme en UV LED-lyskilde som blir drevet med konstant strøm når temperaturen stiger)<*>(correction factor for dimming a UV LED light source that is driven with constant current as the temperature rises)<*>

(Korreksjonsfaktor for reduksjon i fotodiodesignal med økende temperatur for det samme belysningsnivået)<*>(Correction factor for reduction in photodiode signal with increasing temperature for the same illumination level)<*>

(Korreksjonsfaktor for differanser i forsterkningsgrader mellom kanaler, forskjeller i fotodiodesensitivitet og endringer i sensitivitet med temperatur). (Correction factor for differences in amplification levels between channels, differences in photodiode sensitivity and changes in sensitivity with temperature).

Foreliggende oppfinnelse omfatter en anordning og en fremgangsmåte for å utføre enkel fluorescensspektroskopi et brønnhullsmiljø. Anordningen kan være festet til en fluid-karakteriseringsmodul i brønnhullet som allerede er i bruk. Anordningen omfatter en UV-lyskilde som består av to UV-lyspærer, en UV LED eller en gruppe med mindre UV LED'er, en optisk klar UV-kopler eller et lysrør og et fluidbeholdersystem som kan inneholde en prøve under analyse. Den optisk klare UV-kopleren og fluidbeholdersystemet er laget av safir. Fluidbeholdersystemet finnes allerede som en del av the Baker Atlas Sample View<SM>RCI-verktøyet. Anordningen ifølge fore liggende oppfinnelse er festet på en måte som gjør det mulig for lys utsendt av en lyskilde på den andre siden av fluidbeholdersystemet å passere gjennom en bane i en plate som inneholder UV-lyskilden, UV-lyset belyser fluidet som igjen fluorescerer. Det fluorescerende lyset fra prøven blir overført tilbake mot UV-pæremonteringen og gjennom lysrørbanen mot en optisk spektralanalysator for analyse. The present invention comprises a device and a method for performing simple fluorescence spectroscopy in a wellbore environment. The device can be attached to a fluid characterization module in the wellbore that is already in use. The device comprises a UV light source consisting of two UV light bulbs, a UV LED or a group of smaller UV LEDs, an optically clear UV coupler or a light tube and a fluid container system that can contain a sample under analysis. The optically clear UV coupler and fluid reservoir system are made of sapphire. The fluid container system already exists as part of the Baker Atlas Sample View<SM>RCI tool. The device according to the present invention is attached in a way that enables light emitted by a light source on the other side of the fluid container system to pass through a path in a plate containing the UV light source, the UV light illuminates the fluid which in turn fluoresces. The fluorescent light from the sample is transmitted back towards the UV bulb assembly and through the fluorescent tube path towards an optical spectrum analyzer for analysis.

I en utførelsesform av oppfinnelsen overvåker en operatør råoljeprøve-rensing over tid ved å observere stigningen og utflatningen av en rekke prøvefluorescenser over tid. I en annen utførelsesform av oppfinnelsen estimerer en operatør råoljeegenskaper fra fluorescens-forholdsmodeller som ikke er følsomme for uttynning med en ikke-fluorescerende væske, slik som filtratet til syntetiske fluider. En prosessor er anordnet for å romme en kjemometrisk ligning eller et neuralt nettverk for å forutsi en fluidegenskap basert på det målte fluorescensspekteret. I en annen utførelsesform blir API-tyngden estimert basert på korrelasjon mellom målt fluorescenslysstyrke og blåinnhold. I en annen utførelsesform blir OBM-filtratkombinasjonen estimert ved å tilføye et sporstoff ril OBM som fluorescerer ved en farge, f.eks. rød, ved hvilken råolje ikke fluorescerer, for å skjelne mellom råolje og filtrat ved å detektere rød fluorescens. In one embodiment of the invention, an operator monitors crude oil sample purification over time by observing the rise and fall of a series of sample fluorescences over time. In another embodiment of the invention, an operator estimates crude oil properties from fluorescence ratio models that are not sensitive to dilution with a non-fluorescent fluid, such as the filtrate of synthetic fluids. A processor is arranged to accommodate a chemometric equation or a neural network to predict a fluid property based on the measured fluorescence spectrum. In another embodiment, the API gravity is estimated based on correlation between measured fluorescence brightness and blue content. In another embodiment, the OBM-filtrate combination is estimated by adding a tracer to OBM that fluoresces at a color, e.g. red, at which crude oil does not fluoresce, to distinguish between crude oil and filtrate by detecting red fluorescence.

Kort beskrivelse av figurene Brief description of the figures

Fig. 1 er en skjematisk skisse av et utførelseseksempel av Fig. 1 is a schematic sketch of an embodiment example of

foreliggende oppfinnelse; present invention;

fig. 2 er et skjema over komponentene for å tilføye den fig. 2 is a diagram of the components for adding it

ultrafiolette lyskilden til en spektralanalyseenhet; fig. 3 er et skjema som viser installasjon av komponentene the ultraviolet light source of a spectral analysis unit; fig. 3 is a diagram showing installation of the components

fra fig. 2; from fig. 2;

fig. 4 er et diagram over råolje-fluorescensegenskaper som viser at jo høyere API-tyngden er, jo kortere blir fig. 4 is a chart of crude oil fluorescence characteristics showing that the higher the API gravity, the shorter

bølgelengden til fluorescenstoppen, og jo høyere API-tyngden er, jo mer lyssterk blir fluorescensen og jo lavere blir forholdet Q = rødintensitet/- the wavelength of the fluorescence peak, and the higher the API gravity, the brighter the fluorescence and the lower the ratio Q = red intensity/-

grønnintensitet; og green intensity; and

fig. 5 er et eksempel på foreliggende oppfinnelse i et fig. 5 is an example of the present invention in a

brønnhullsmilj ø. wellbore environment ø.

Detaljert beskrivelse av et utførelseseksempel Detailed description of an embodiment example

Fig. 1 illustrerer den eksisterende plassbenyttelsen i en modul for fluidkarakterisering i et brønnhull, som f.eks. the Baker Atlas SampleView<SM>RCI-verktøyet. En hvit lyskilde 101 (f.eks. en wolframlyspære) utsender lys mot en prøve, og en samlelinseanordning 103 er posisjonert mellom hvitlyskilden 101 og prøven samler dette lyset. Det samlede eller kollimerte lyset treffer hovedsakelig perpendikulært på et første safirvindu 301. Safirvinduer 301 og 303 ligger hovedsakelig perpendikulært til den kollimerte lysstrålen 306 og er atskilt med et gap eller en kanal 304 som gjør det mulig for en fluidprøve 305 å strømme mellom dem. Reflektert og fluorescert lys kan brukes til å bestemme prøveegenskaper. De eksisterende brønnhullsverktøyene (fig. 1) blir utstyrt med en UV-lyskilde 102 som kan slås på når wolframlyskilden 101 er slått av. UV-lyskilden omfatter en eller flere UV-pærer, en UV LED eller en gruppe med små UV LED'er. Et spektrometer 104 som omfatter enkeltbølgelengde-filtre over fotodioder, gjør det mulig å måle og samle inn fluorescensmåledata fra råoljen. Elektronikken/prosessoren 308 samler inn og behandler utgangen fra fotodiodene. Undersøkelsesdybden i prøven er bare 1-2 mikrometer fra overflaten til safirvinduet inn i prøven, dermed blir de optiske målingene av prøven ikke påvirket av gassbobler eller partikler mer enn 3 mikrometer fra vindusoverflaten. Den samme smale undersøkelsesdybden blir referert til som en grenseflateteknikk fordi bare en meget grunn dybde (1-2 mikrometer) blir undersøkt i prøven. Grenseflateteknikken som er tilveiebrakt ved hjelp av foreliggende oppfinnelse, eliminerer derfor hovedsakelig midlertidige økninger i lysstyrke forårsaket av gassbobler og midlertidige økninger i tykkelse forårsaket av partikler ettersom mesteparten av boblene og partiklene ikke passerer innenfor 1-2 mikrometer av overflaten til safirvinduet. Ved å innfange en prøve av formasjonsfluid i kanalen 304 og endre volumet ved å lukke en ventil 340 og bevege stempelet 341 opp eller ned for henholdsvis å øke eller minske volumet til prøven i kanalen 304 og øke eller minske trykket i kanalen 304 . Fig. 1 illustrates the existing use of space in a module for fluid characterization in a wellbore, which e.g. the Baker Atlas SampleView<SM>RCI tool. A white light source 101 (e.g. a tungsten light bulb) emits light towards a sample, and a collecting lens device 103 is positioned between the white light source 101 and the sample and collects this light. The collected or collimated light impinges substantially perpendicularly on a first sapphire window 301. Sapphire windows 301 and 303 lie substantially perpendicular to the collimated light beam 306 and are separated by a gap or channel 304 which enables a fluid sample 305 to flow between them. Reflected and fluorescent light can be used to determine sample properties. The existing downhole tools (fig. 1) are equipped with a UV light source 102 which can be switched on when the tungsten light source 101 is switched off. The UV light source comprises one or more UV bulbs, a UV LED or a group of small UV LEDs. A spectrometer 104 comprising single wavelength filters over photodiodes enables measurement and collection of fluorescence measurement data from the crude oil. The electronics/processor 308 collects and processes the output from the photodiodes. The probe depth in the sample is only 1-2 micrometers from the surface of the sapphire window into the sample, thus the optical measurements of the sample are not affected by gas bubbles or particles more than 3 micrometers from the window surface. The same narrow probe depth is referred to as an interface technique because only a very shallow depth (1-2 micrometers) is probed into the sample. The interface technique provided by the present invention therefore essentially eliminates temporary increases in brightness caused by gas bubbles and temporary increases in thickness caused by particles since most of the bubbles and particles do not pass within 1-2 micrometers of the surface of the sapphire window. By capturing a sample of formation fluid in the channel 304 and changing the volume by closing a valve 340 and moving the piston 341 up or down to respectively increase or decrease the volume of the sample in the channel 304 and increase or decrease the pressure in the channel 304.

Fig. 2 illustrerer de komponentene som er tilveiebrakt ved hjelp av foreliggende oppfinnelsen for å tilføye en ultrafiolett lyskilde til en spektralanalyseenhet, slik som den enheten som er vist på fig. 1. En bunnplate 200 og skruer er anordnet som tjener som festemidler til spektralanalyseenheten (f.eks. SampleViewSM) . Flere pærer eller UV LED'er-monteringer 211 omfatter elektrisk isolasjonsmateriale og skruer for å holde monteringene på plass. Disse samme skruene blir brukt til å feste bunnplaten 200 til spektralanalyseenheten. En optisk klar UV-kopler 202 er vist på dette skjemaet for å illustrere det posisjonsmessige forholdet til to ultrafiolette pærer eller lysemitterende dioder 204 montert inn i systemet. Kopleren 202 overlapper de lysemitterende områdene til pærene 204 for derved å begrense banen til UV-lyset til det volumetriske området til den optiske kopleren 202. Fig. 2 illustrates the components provided by the present invention for adding an ultraviolet light source to a spectral analysis unit, such as the unit shown in Fig. 1. A base plate 200 and screws are provided to serve as fasteners for the spectral analysis unit (eg SampleViewSM). Multiple bulbs or UV LEDs assemblies 211 include electrical insulating material and screws to hold the assemblies in place. These same screws are used to attach the bottom plate 200 to the spectral analysis unit. An optically clear UV coupler 202 is shown in this diagram to illustrate the positional relationship of two ultraviolet bulbs or light emitting diodes 204 mounted into the system. The coupler 202 overlaps the light emitting areas of the bulbs 204 to thereby limit the path of the UV light to the volumetric area of the optical coupler 202.

Foreliggende oppfinnelse gjør det mulig å estimere ytterligere råoljeegenskaper i et brønnhull fordi det er kjent at jo lysere og/eller blåere fluorescensen er, jo høyere er API-tyngden. Det er også kjent at ved å sette ned trykket i en gassholdig råolje, vil forholdet mellom blå og grønn fluorescens endre seg ved passering til under asfaltenutfellingstrykket. Foreliggende oppfinnelse dekomprimerer derfor en prøve mens blå/grønn-forholdet overvåkes og asfaltenutfellingstrykket bestemmes som det trykk ved hvilket blå/grønn-forholdet endrer seg fra større enn 1 til mindre enn 1. Fig. 4 er et diagram over råoljefluorescens-egenskaper som viser at jo høyere API-tyngden er, jo kortere er bølgelengden til toppfluorescensen, og jo høyere er fluorescensen og jo lavere er forholdet Q=rødintensitet/grønnintensitet. (Fra Geological Survey of Canada, Calgary). The present invention makes it possible to estimate further crude oil properties in a wellbore because it is known that the brighter and/or bluer the fluorescence is, the higher the API gravity. It is also known that by lowering the pressure in a gaseous crude oil, the ratio between blue and green fluorescence will change when passing below the asphaltene precipitation pressure. The present invention therefore decompresses a sample while the blue/green ratio is monitored and the asphaltene precipitation pressure is determined as the pressure at which the blue/green ratio changes from greater than 1 to less than 1. Fig. 4 is a chart of crude oil fluorescence characteristics showing that the higher the API gravity, the shorter the wavelength of the peak fluorescence, and the higher the fluorescence and the lower the ratio Q=red intensity/green intensity. (From the Geological Survey of Canada, Calgary).

Det rektangulære vinduet 205 i midten av bunnplaten 220 utgjør en bane gjennom bunnplaten som en reflektert, ultrafiolett fluorescensrespons kan passere gjennom. Denne banen gjør det også mulig å analysere andre lyssignaler så vel som (slik som de som skyldes wolframlyskilden) når UV-pærene eller UV-diodene 204 er slått av. En høyspent kraftforsyning 207 leverer kraft for å slå på UV-pærene 204 ved 175 °C. UV-reflektorene 20 9 er segmentert på en måte for å rette det reflekterte lyset med en vinkel som effektivt vil begrense lyset innenfor den optiske, klare UV-kopleren 202. The rectangular window 205 in the center of the bottom plate 220 provides a path through the bottom plate through which a reflected ultraviolet fluorescence response can pass. This path also makes it possible to analyze other light signals as well (such as those due to the tungsten light source) when the UV bulbs or UV diodes 204 are turned off. A high voltage power supply 207 supplies power to turn on the UV bulbs 204 at 175°C. The UV reflectors 209 are segmented in a manner to direct the reflected light at an angle that will effectively confine the light within the optical clear UV coupler 202.

Fig. 3 illustrerer en installasjon av komponentene på fig. 2. Den optisk klare UV-kopleren 202, UV-pærene eller UV-lysdiodene 204, bunnplaten 200, UV-refleksjonskanalen 205 er sammenstilt som på fig. 2. På den ene siden av den optisk klare UV-kopleren 202 ligger UV-pærene eller UV LED'ene 204, og på den motsatte siden og hvilende mot denne, er et fluidbeholdersystem som omfatter to optisk klare trykk-beholderplater 301 og 303 som er i stand til å motstå det høye trykket til formasjonsfluidet 305 som strømmer mellom dem. I et utførelseseksempel er disse beholderplatene laget av safir. UV-kopleren 202 og beholderplatene er laget av de samme materialer som har hovedsakelig samme brytningsindeks, f.eks. Fig. 3 illustrates an installation of the components in fig. 2. The optically clear UV coupler 202, the UV bulbs or UV LEDs 204, the bottom plate 200, the UV reflection channel 205 are assembled as in fig. 2. On one side of the optically clear UV coupler 202 are the UV bulbs or UV LEDs 204, and on the opposite side and resting against this, is a fluid container system comprising two optically clear pressure vessel plates 301 and 303 which are able to withstand the high pressure of the formation fluid 305 flowing between them. In one embodiment, these container plates are made of sapphire. The UV coupler 202 and the container plates are made of the same materials having substantially the same refractive index, e.g.

safir, slik at lys kan passere fra et materiale til det andre uten å bli brutt. sapphire, so that light can pass from one material to another without being refracted.

Spenning blir påtrykket pærene eller UV LED'ene 204 ved hjelp av den høyspente UV-kraftforsyningen som er vist på fig. 3. Både det direkte lyset fra UV-pærene eller UV LED'ene 204 og UV-lys reflektert fra UV-reflektorene 209 blir meget effektivt overført til den nærmeste delen av formasjonsfluidet 305. For å konsentrere nok UV-lys på safirvinduet/råolje-grensesnittet, omfatter oppfinnelsen en fasettert reflektorspeilutforming 209 langs veggene til kaviteten for disse UV-miniatyrpærene eller UV LED-anordningen og et lysrør (den optisk klare UV-kopleren) laget av et materiale med høy brytningsindeks (safir) som innfanger en stor romvinkel med UV-kildelys og projiserer det fremover. Reflektorspeilet forbedrer lysintensiteten med 25 %, og lysrøret forbedrer lysintensitet med 235 %. Dette lysrøret samler også en romvinkel av det svake fluorescenslyset som blir videresendt til detektorene. Voltage is applied to the bulbs or UV LEDs 204 by means of the high voltage UV power supply shown in fig. 3. Both the direct light from the UV bulbs or UV LEDs 204 and UV light reflected from the UV reflectors 209 are very efficiently transferred to the nearest part of the formation fluid 305. To concentrate enough UV light on the sapphire window/crude oil- interface, the invention includes a faceted reflector mirror design 209 along the walls of the cavity for these UV miniature bulbs or UV LED device and a light tube (the optically clear UV coupler) made of a high refractive index material (sapphire) that captures a large solid angle of UV - source light and projects it forward. The reflector mirror improves light intensity by 25%, and the light tube improves light intensity by 235%. This fluorescent tube also collects a solid angle of the weak fluorescent light that is relayed to the detectors.

Formasjonsfluidprøven 305 fluorescerer når den eksponeres for den ultrafiolette lyskilden. Den resulterende fluorescensstrålingen fra fluidprøven blir ført tilbake ned gjennom det rektangulære hullet 205 i bunnplaten og inn i en spektralanalyseenhet 308. Det reflekterte fluorescenslyset tilveiebringer nyttig informasjon i brønnhullsanalysen av formasjonsfluidet. Spektralanalyseenheten 308 rommer også kjemometriske ligninger og et neuralnettverk for å estimere formasjonsfluidrenhet ut fra målinger av fluorescensspekteret. The formation fluid sample 305 fluoresces when exposed to the ultraviolet light source. The resulting fluorescence radiation from the fluid sample is fed back down through the rectangular hole 205 in the bottom plate and into a spectral analysis unit 308. The reflected fluorescence light provides useful information in the wellbore analysis of the formation fluid. The spectral analysis unit 308 also accommodates chemometric equations and a neural network to estimate formation fluid purity from measurements of the fluorescence spectrum.

Alternativt blir et fluorescenssporstoff tilføyd det filtratet som fluorescerer ved en farge eller bølgelengde, f.eks. rød eller infrarød, ved hvilken råolje ikke fluorescerer. Den aktuelle forurensningen kan derfor bestemmes ved hjelp av forholdet mellom rød fluorescens fra OBM-sporstoffet og fluorescensen til råoljen. Alternatively, a fluorescence tracer is added to the filtrate that fluoresces at a color or wavelength, e.g. red or infrared, at which crude oil does not fluoresce. The contamination in question can therefore be determined using the ratio between red fluorescence from the OBM tracer and the fluorescence of the crude oil.

I et utførelseseksempel overvåker oppfinnelsen rensing av en råoljeprøve over tid ved å undersøke stigningen og utjevningen til fluorescensen over tid. For brønner boret med syntetiske, hydrokarbonbaserte boreslam, overvåker oppfinnelsen prøverensing over tid ved å overvåke fluorescens. Grunnen er at de grunnleggende fluidene i det syntetiske slammet ble utformet for å være miljøvennlige. I motsetning til råoljer inneholder de derfor ikke de mest vanlige fluorescerende hydrokarbonforbindelsene som er aromatiske stoffer eller polynukleære aromatiske stoffer. Det syntetiske filtratet har liten eller ingen fluorescens. Når råoljeprøven blir renset (mindre filtrat, mer råolje), øker derfor fluorescensen. In an exemplary embodiment, the invention monitors the purification of a crude oil sample over time by examining the rise and level of fluorescence over time. For wells drilled with synthetic hydrocarbon-based drilling muds, the invention monitors sample cleanup over time by monitoring fluorescence. The reason is that the basic fluids in the synthetic sludge were designed to be environmentally friendly. Therefore, unlike crude oils, they do not contain the most common fluorescent hydrocarbon compounds which are aromatics or polynuclear aromatics. The synthetic filtrate has little or no fluorescence. As the crude oil sample is purified (less filtrate, more crude oil), the fluorescence therefore increases.

I en annen utførelsesform estimerer oppfinnelsen oljeegenskaper ut fra fluorescensforholdsmodeller som ikke er følsomme for fortynning med en hovedsakelig ikke-fluorescerende væske, slik som filtratet til syntetisk slam. For syntetisk slam hvis filtrater har liten, om noen, fluorescens, virker tilsetning av filtrat til en råolje som fluorescensfortynninger. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer modeller som korrelerer forskjellige råoljeegenskaper In another embodiment, the invention estimates oil properties from fluorescence ratio models that are not sensitive to dilution with a substantially non-fluorescent liquid, such as the filtrate of synthetic sludge. For synthetic muds whose filtrates have little, if any, fluorescence, addition of filtrate to a crude oil acts as fluorescence diluents. The present invention provides models that correlate different crude oil properties

(f.eks. API, kjernemagnetiske resonanstider Tl og T2, osv.) (eg API, nuclear magnetic resonance times Tl and T2, etc.)

til forhold mellom råoljens fluorescens ved to eller flere bølgelenger. Disse forholdsmodellene er uavhengige av mengden av fluorescensfrie, syntetiske slamfiltrat-fortynninger forutsatt at selvabsorpsjonsevnen til eksitasjons- og emisjons-bølgelengdene blir holdt forholdsvis små. to ratio between crude oil's fluorescence at two or more wavelengths. These ratio models are independent of the amount of fluorescence-free, synthetic sludge filtrate dilutions provided that the self-absorption of the excitation and emission wavelengths is kept relatively small.

En prosessor 308 er tilveiebrakt for implementering av utledede kjemometriske ligninger og et trenet neural nettverk for å estimere prøveegenskaper fra ultrafiolette spektral-målinger. A processor 308 is provided for implementing derived chemometric equations and a trained neural network to estimate sample properties from ultraviolet spectral measurements.

Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer fluorescens-spektralmålinger som kan korreleres med prosentandelene av metan (naturgass) , aromatiske stoffer og andre råoljeegenskaper ved kjemometriske målinger eller et neuralt nettverk. Disse korrelasjonsligningene er uavhengige av den involverte råoljen eller filtratet. The present invention provides fluorescence spectral measurements that can be correlated with the percentages of methane (natural gas), aromatic substances and other crude oil properties by chemometric measurements or a neural network. These correlation equations are independent of the crude oil or filtrate involved.

I et utførelseseksempel benytter foreliggende oppfinnelse kjemometrisk utledede ligninger eller et neuralt nettverk til å bestemme mengden av aromatiske stoffer i en prøve som analyseres ved hjelp av foreliggende oppfinnelse, basert på fluorescensspekteret. I kjente prøvetakningsteknikker er det ingen direkte måling av en prosentandel eller et nivå av forerensning i en prøve. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer et treningssett med kjente prøver og utnytter kjemometriske metoder som gjør det mulig for en datamaskin å bestemme et matematisk uttrykk for en prosentandel av et aromatisk stoff basert på det spektrum som måles for en prøve. Ved å bruke kjemometriske metoder, elimineres et trinn i prosessen med å bestemme prosentandelen av aromatiske stoffer. Kjemometriske metoder eliminerer også behovet for å vite hva hver spektraltopp representerer og hvor meget av en spesiell topp som overlapper en annen topp. Foreliggende oppfinnelse er f.eks. blitt benyttet til å bestemme en prosentandel av forurensninger basert på en kjemometrisk formel utledet fra kjente prøver som har kjente andeler med aromatiske stoffer, f.eks. prøver som inneholder 20, 30 og 50 % aromatiske stoffer. Filtrater inneholder vanligvis ikke aromatiske stoffer, og dermed muliggjør foreliggende oppfinnelse direkte bestemmelse av prosentandelen av forurensning eller filtrat i en prøve når prosentandelen av aromatiske stoffer i den rene råoljen er kjent eller kan estimeres. Treningssettet kan også brukes til å trene et neuralt nettverk til å forutsi eller bestemme prosentandelen av aromatiske stoffer som er til stede i en prøve. I et utførelseseksempel blir utgangen fra den kjemometriske beregningen og det neurale nettverket sammenlignet, og en kvalitetstall-verdi blir tildelt utgangen. Når begge utgangene fra den kjemometriske ligningen og det neurale nettverket stemmer overens, blir et høyt kvalitetstall lik 1,0 tildelt. Når utgangene ikke stemmer overens, blir disse midlet og et kvalitetstall lik differansen mellom verdiene dividert med summen av verdiene subtrahert fra 1,0, blir tildelt som et kvalitetstall. In an exemplary embodiment, the present invention uses chemometrically derived equations or a neural network to determine the amount of aromatic substances in a sample that is analyzed using the present invention, based on the fluorescence spectrum. In known sampling techniques, there is no direct measurement of a percentage or level of contamination in a sample. The present invention provides a training set of known samples and utilizes chemometric methods which enable a computer to determine a mathematical expression for a percentage of an aromatic substance based on the spectrum measured for a sample. By using chemometric methods, a step in the process of determining the percentage of aromatics is eliminated. Chemometric methods also eliminate the need to know what each spectral peak represents and how much of a particular peak overlaps another peak. The present invention is e.g. has been used to determine a percentage of impurities based on a chemometric formula derived from known samples having known proportions of aromatic substances, e.g. samples containing 20, 30 and 50% aromatic substances. Filtrates do not usually contain aromatic substances, and thus the present invention enables direct determination of the percentage of contamination or filtrate in a sample when the percentage of aromatic substances in the pure crude oil is known or can be estimated. The training set can also be used to train a neural network to predict or determine the percentage of aromatics present in a sample. In an exemplary embodiment, the output of the chemometric calculation and the neural network are compared, and a quality score value is assigned to the output. When both outputs from the chemometric equation and the neural network agree, a high quality score equal to 1.0 is assigned. When the outputs do not match, these are averaged and a quality number equal to the difference between the values divided by the sum of the values subtracted from 1.0 is assigned as a quality number.

I et eksempel på et fluorescensspektrometer blir en UV LED med 400 nm senterbølgelengde brukt til eksitering, og spektrometeret måler hvor meget av råoljefluorescensen som er synlig ved fargene blå, grønn, gul, orangerød og dyprød. Vi rapporterer ikke intensiteten i kanal 1 (fiolett = 425 nm) fordi denne kanalen i sterk grad overlapper båndet til lys som frembringes av vår UV LED-eksiteringskilde. (Den er en LED, ikke en laser). En betydelig mengde lys ved 425 nm blir derfor reflektert fra safirvinduet og frembringer et signal i kanal 1 selv når det bare er luft i cellen. In an example of a fluorescence spectrometer, a UV LED with a center wavelength of 400 nm is used for excitation, and the spectrometer measures how much of the crude oil fluorescence is visible in the colors blue, green, yellow, orange-red and deep red. We do not report the intensity in channel 1 (violet = 425 nm) because this channel strongly overlaps the band of light produced by our UV LED excitation source. (It's an LED, not a laser). A significant amount of light at 425 nm is therefore reflected from the sapphire window and produces a signal in channel 1 even when there is only air in the cell.

Foreliggende oppfinnelse sørger for en The present invention provides a

fluorescensavlesning for å måle fluorescensen til en prøve uavhengig av eventuelle endringer i responsen til måle-instrumentet med temperatur eller bølgelengder. For dette formål blir en kalibrering utført som følger: Hver kalibreringskorreksjonsformel kan tenkes på som å bestå av tre faktorer, fluorescence reading to measure the fluorescence of a sample regardless of any changes in the response of the measuring instrument with temperature or wavelengths. To this end, a calibration is performed as follows: Each calibration correction formula can be thought of as consisting of three factors,

Ch_X_Multiplicative_Correction_Factor_at_Temperature_T = Ch_X_Multiplicative_Correction_Factor_at_Temperature_T =

(korreksjonsfaktor å dimme en UV LED-lyskilde som blir drevet ved konstant strøm når temperaturen stiger)<*>(korreksjonsfaktor for reduksjon i fotodiodesignalstyrke med økende temperatur)<*>(korreksjonsfaktor for differanser i forsterkningsgrader mellom kanaler, differanser i fotodiodefølsomhet og endringer i følsomhet med temperatur). (correction factor to dim a UV LED light source driven at constant current as temperature rises)<*>(correction factor for reduction in photodiode signal strength with increasing temperature)<*>(correction factor for differences in amplification levels between channels, differences in photodiode sensitivity and changes in sensitivity with temperature).

Den første korreksjonsfaktoren tar hensyn til dimmingen av UV LED med temperatur ved konstant drivstrøm. Empirisk har vi funnet at for en konstant drivstrøm, taper vi omkring 0,47 % av den innledende (25C) LED-intensiteten for hver grad over 25 °C. Derfor multipliserer vi hver kanals signal med den resiproke verdien av andelen av innledende UV LED-intensitet som forblir ved forhøyet temperatur. The first correction factor takes into account the dimming of the UV LED with temperature at constant drive current. Empirically, we have found that for a constant drive current, we lose about 0.47% of the initial (25C) LED intensity for each degree above 25 °C. Therefore, we multiply each channel's signal by the reciprocal of the fraction of initial UV LED intensity that remains at elevated temperature.

Den andre korreksjonsfaktoren korrigerer for tap av sensivitet i fotodiodene ved høye temperaturer. Vi kan kjøre verktøyet inn i en ovn i laboratoriet med luft i cellen og wolframlyspæren ved konstant lysstyrke. Vi registrer en tabell over verdier av nettosignalstyrker for hver kanal som en funksjon av temperatur. Vi har en temperatursensor nær fotodiodene slik at når disse benyttes i en brønn, benytter vi denne tabellen til oppslag for en korrigeringsverdi basert på temperaturen og kanalnummeret. The second correction factor corrects for loss of sensitivity in the photodiodes at high temperatures. We can run the tool into an oven in the laboratory with air in the cell and the tungsten light bulb at constant brightness. We record a table of values of net signal strengths for each channel as a function of temperature. We have a temperature sensor near the photodiodes so that when these are used in a well, we use this table to look up a correction value based on the temperature and the channel number.

Den enkleste måten å korrigere for den tredje faktoren på, er å bruke det faktum at svartlegemekurven til vår wolframlyspære (som brukes i vårt absorpsjonsspektrometer) oppviser en nesten lineær avhengighet mellom intensitet og bølgelengde over det synlige området på fra 400-700 nm med rødt (700 nm) som er den mest lyssterke. Vi plasserte våre pærer i en integrerende kule, kjørte dem ved vår standardstrøm og målte deres relative bestråling som en funksjon av bølgelengde over det synlige området og området nær infrarødt. Vi brukte mer enn en pære og vi brukte strømmer som var litt over og litt under standardstrømmen og utviklet en empirisk beste tilpasning. The easiest way to correct for the third factor is to use the fact that the blackbody curve of our tungsten light bulb (used in our absorption spectrometer) exhibits an almost linear dependence between intensity and wavelength over the visible range from 400-700 nm with red ( 700 nm) which is the brightest. We placed our bulbs in an integrating sphere, ran them at our standard current, and measured their relative irradiance as a function of wavelength across the visible and near-infrared regions. We used more than one bulb and we used currents that were slightly above and slightly below the standard current and developed an empirical best fit.

Empiriske fant vi at den relative svartlegeme-intensiteten i vilkårlige enheter er gitt av den rette linjen, Empirically, we found that the relative blackbody intensity in arbitrary units is given by the straight line,

BBRI = 3,1364<*>(Wavelength_in_nm/1000)-1,1766 BBRI = 3.1364<*>(Wavelength_in_nm/1000)-1.1766

fordi dyprødt (694 nm) er den lyssterkeste wolframpære-kanalen i det synlige området omskalerte vi tallene for å definere BBRI for dyprødt til en, som vist i tabellen nedenfor. because deep red (694 nm) is the brightest tungsten bulb channel in the visible range, we rescaled the numbers to define the BBRI for deep red to one, as shown in the table below.

Vi behøver bare helningen fordi vi ikke forsøker å foreta en absolutt bestrålingsmåling, men bare en relativ bestrålingsmåling som er konsistent over temperatur. Wolframfilamentet opererer nær 3000 K slik at det er neglisjerbar endring i den relative bestrålingen i forbindelse med temperaturstigningen til glassomhyllingen til pæren til kun 2 00 °C. We only need the slope because we are not trying to make an absolute irradiance measurement, but only a relative irradiance measurement that is consistent over temperature. The tungsten filament operates close to 3000 K so that there is negligible change in the relative irradiance in connection with the temperature rise of the glass envelope of the bulb to only 200 °C.

Relativ svartlegeme-bestrålingsfaktorer Relative blackbody irradiance factors

Vi beregner derfor en korreksjonsfaktor for hver kanals signal slik at når wolframpæren kjøres med luft i cellen, frembringer korreksjonsfaktoren multiplisert med råsignalet et korrigert signal som har forhold fra 1 til 0,8 til 0,62 til 0,47 til 0,31 for kanalene 6, 5, 4, 3 og 2. We therefore calculate a correction factor for each channel's signal so that when the tungsten bulb is driven with air in the cell, the correction factor multiplied by the raw signal produces a corrected signal that has ratios from 1 to 0.8 to 0.62 to 0.47 to 0.31 for the channels 6, 5, 4, 3 and 2.

Legg merke til at for absorpsjonsavlesningene som er basert på et forhold, er alle disse ekstra anstrengelsene unødvendige fordi differansen i forsterkningsgrad, respons, osv. blir kansellert ved å ta forholdet mellom de samme kanalenes avlesning i luft i forhold til avlesning med råolje. Til sammenligning er formelen for korreksjonsfaktoren til kanal 6 skrevet i det samme format som er vist for de andre kanalene. For kanal 6 (Ch_6) bare den første av tre faktorer som ikke er lik en. Note that for the absorption readings based on a ratio, all this extra effort is unnecessary because the difference in gain, response, etc. is canceled out by taking the ratio of the same channels reading in air to the crude oil reading. For comparison, the formula for the correction factor for channel 6 is written in the same format as shown for the other channels. For channel 6 (Ch_6) only the first of three factors not equal to one.

Hver formel kan tenkes på som bestående av tre faktorer, Each formula can be thought of as consisting of three factors,

Ch_2_Multiplicative_Correction_Factor_at_T= Ch_2_Multiplicative_Correction_Factor_at_T=

[1/ (1-0.0047*(T-25))]* [1/ (1-0.0047*(T-25))]*

(Ch_2_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_2 5C/ Ch_2_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T)<*>(Ch_2_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_2 5C/ Ch_2_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T)<*>

(0.31319<*>Ch_6_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T)/Ch_2_ Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T (0.31319<*>Ch_6_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T)/Ch_2_ Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T

Ch_3_Multiplicative_Correction_Factor_at_T= Ch_3_Multiplicative_Correction_Factor_at_T=

[1/ (1-0.0047*(T-25))]* [1/ (1-0.0047*(T-25))]*

(Ch_3_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_2 5C/ Ch_3_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T)<*>(Ch_3_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_2 5C/ Ch_3_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T)<*>

(0.47001<*>Ch_6_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T)/Ch_3_ Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T (0.47001<*>Ch_6_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T)/Ch_3_ Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T

Ch_4_Multiplicative_Correction_Factor_at_T= Ch_4_Multiplicative_Correction_Factor_at_T=

[1/ (1-0.0047*(T-25))]* [1/ (1-0.0047*(T-25))]*

(Ch_4_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_2 5C/ Ch_4_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T)<*>(Ch_4_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_2 5C/ Ch_4_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T)<*>

(0.62 683*Ch_6_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T)/Ch_4_ Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T (0.62 683*Ch_6_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T)/Ch_4_ Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T

Ch_5_Multiplicative_Correction_Factor_at_T= Ch_5_Multiplicative_Correction_Factor_at_T=

[1/ (1-0.0047*(T-25))]* [1/ (1-0.0047*(T-25))]*

(Ch_5_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_2 5C/ Ch_5_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T)<*>(Ch_5_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_2 5C/ Ch_5_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T)<*>

(0.8056048<*>Ch_6_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T)/Ch_5_ Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T (0.8056048<*>Ch_6_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T)/Ch_5_ Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T

Ch_6_Multiplicative_Correction_Factor_at_T= Ch_6_Multiplicative_Correction_Factor_at_T=

[1/ (1-0.0047*(T-25))]* [1/ (1-0.0047*(T-25))]*

(Ch_6_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_2 5C/ Ch_6_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T)<*>(Ch_6_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_2 5C/ Ch_6_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T)<*>

(1.0000<*>Ch_6_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T)/Ch_6_ Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T (1.0000<*>Ch_6_Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T)/Ch_6_ Tungsten_Calibration_Net_Signal_at_T

I en utførelsesform har oppfinnerne oppdaget at noen UV-lysemitterende dioder virker bedre enn andre. SiC har omkring fire ganger bedre varmeoverføring (termisk konduktivitet) enn safir. A1N har omkring ti ganger den termiske konduktiviteten til safir, A1N har omkring to ganger den termiske konduktiviteten til GaN. In one embodiment, the inventors have discovered that some UV light emitting diodes work better than others. SiC has about four times better heat transfer (thermal conductivity) than sapphire. A1N has about ten times the thermal conductivity of sapphire, A1N has about twice the thermal conductivity of GaN.

Differansen i termisk utvidelse mellom A1N og GaN mellom 1000 °C og romtemperatur er nesten neglisjerbar. The difference in thermal expansion between A1N and GaN between 1000 °C and room temperature is almost negligible.

Fig. 5 illustrerer et utførelseseksempel av foreliggende oppfinnelse utplassert i et brønnhull. Foreliggende oppfinnelse er egnet for utplassering i et kabel-, glatt-eller MWD-miljø. Fig. 5 illustrerer et utførelseseksempel av foreliggende oppfinnelse utplassert i en operasjon for overvåkning under boring (MWD, monitoring while drilling). Det vises nå til fig. 5 hvor det er vist en boreanordning i henhold til foreliggende oppfinnelse. En typisk borerigg 201 med et borehull 203 som strekker seg fra denne, er illustrert, slik fagkyndige på området er velkjente med. Boreriggen 201 har en arbeidsstreng 206 som i den viste utførelsesformen er en borestreng. Borestrengen 20 6 har påmontert en borkrone 2 08 for å bore borehullet 203. Foreliggende oppfinnelse er også nyttig i andre typer arbeidsstrenger, og er nyttig i forhold med en kabel, skjøtestreng, oppkveilingsrør, eller en annen arbeidsstreng med liten diameter. Boreriggen 201 er vist posisjonert på et boreskip 222 med et stigerør 224 som strekker seg fra boreskipet 222 til havbunnen 220. Enhver utforming av en borerigg slik som en landbasert rigg, kan imidlertid tilpasses for anvendelse av foreliggende oppfinnelse. Fig. 5 illustrates an embodiment of the present invention deployed in a wellbore. The present invention is suitable for deployment in a cable, smooth or MWD environment. Fig. 5 illustrates an embodiment of the present invention deployed in an operation for monitoring while drilling (MWD, monitoring while drilling). Reference is now made to fig. 5, where a drilling device according to the present invention is shown. A typical drilling rig 201 with a borehole 203 extending therefrom is illustrated, as is well known to those skilled in the art. The drilling rig 201 has a working string 206 which in the embodiment shown is a drill string. The drill string 20 6 has a drill bit 2 08 mounted on it to drill the drill hole 203. The present invention is also useful in other types of work strings, and is useful in relation to a cable, extension string, winding pipe, or another work string with a small diameter. The drilling rig 201 is shown positioned on a drilling ship 222 with a riser 224 that extends from the drilling ship 222 to the seabed 220. However, any design of a drilling rig such as a land-based rig can be adapted for use of the present invention.

Det foregående eksempelet på en utførelsesform er ment kun som et eksempel og er ikke ment å begrense rammen av oppfinnelsen slik den er definert i de vedføyde patentkravene. The foregoing example of an embodiment is intended only as an example and is not intended to limit the scope of the invention as defined in the appended claims.

Claims

1. Fluorescence spectrometer for downhole use in a wellbore for measuring fluorescence from a fluid, characterized by: a window for letting light into a fluid and letting through light from the fluid; and an ultraviolet light source for illuminating the fluid; and a photodetector having at least two channels in optical communication with the fluid to measure the fluid's fluorescence, wherein the spectrometer uses a near linear portion of a blackbody curve to correct said at least two channels' signals.

2. The spectrometer of claim 1, wherein a peak wavelength of fluorescence is measured to determine API gravity.

3. Spectrometer according to claim 1, where the ultraviolet light source is an ultraviolet (UV) light-emitting diode light source (LED).

4. Spectrometer according to claim 3, where the UV LED light source further comprises a group of UV light-emitting diode light sources.

5. Spectrometer according to claim 1, further comprising: a tracer added to the filtrate to determine sample cleanliness for the formation filtrate as a function of crude oil by detecting a tracer level present in the sample.

6. Spectrometer according to claim 5, where the tracer comprises at least one of a red or infrared fluorescence.

7. Spectrometer according to claim 1, further comprising: a depressurization device for depressurizing the sample; and a processor for determining an asphaltene precipitation pressure based on a blue/green fluorescence ratio change over a pressure drop curve.

8. Spectrometer according to claim 1, which further comprises a correction formula for each channel which comprises a correction factor for raw fluorescence response in relation to temperature.

9. Spectrometer according to claim 1, where the spectrometer uses a correction factor for correcting the dimming of the UV LED light source when the temperature increases.

10. Spectrometer according to claim 1, where the spectrometer corrects for at least one of differences in gain levels between at least two channels, dimming of an LED light source with temperature; the differences in photodetector sensitivity and changes in photodetector sensitivity due to temperature.

11. Spectrometer according to claim 1, which further comprises a processor for monitoring sample purification based on fluorescence spectra.

12. Procedure for measuring fluorescence spectra in a fluid in a wellbore, characterized by: illuminating a formation fluid with an ultraviolet light; measuring the fluid's fluorescence using a photodetector having at least two channels to determine a parameter for the fluid, for example for monitoring sample cleaning, measuring API gravity in crude oil or quantifying OBM filter contamination; and correcting the signals of said at least two channels by using a near linear portion of a blackbody curve over the wavelength range.

13. Method according to claim 12, where each channel measures fluorescence over a separate wavelength range.

14. Method according to claim 12, wherein the ultraviolet light is produced by an ultraviolet (UV) light-emitting diode light source (LED).

15. Method according to claim 12, wherein the wavelength range is over a visual range of about 400nm to 700nm.

16. Method according to claim 12, further comprising: adding a tracer to the filtrate to determine sample purification of formation filtrate as a function of crude oil by detecting a degree of tracer present in the fluid.

17. Method according to claim 16, where the tracer is one of a red or infrared fluorescence.

18. Method according to claim 12, further comprising: lowering the pressure in the sample; and determining a pressure for asphaltene precipitation based on a blue/green fluorescence ratio change over a pressure drop curve.

19. Method according to claim 12, further comprising: applying a correction formula for each channel which includes a correction factor for uncorrected fluorescence response as a function of temperature.

20. Method according to claim 12, further comprising: applying a correction factor for dimming an ultraviolet, light-emitting diode light source (UV LED light source) when the temperature rises.

21. Method according to claim 12, where corrective signals comprise at least one of: the differences in amplifier levels between photodetector channels, differences in photodetector sensitivity and differences in photodetector sensitivity due to temperature.

22. Method according to claim 12, further comprising: monitoring sample purification based on a fluorescence spectrum.