RU2404362C2 - Кабельный внутрискважинный газовый хроматограф и способ внутрискважинной газовой хроматографии - Google Patents
Кабельный внутрискважинный газовый хроматограф и способ внутрискважинной газовой хроматографии Download PDFInfo
- Publication number
- RU2404362C2 RU2404362C2 RU2005141354/03A RU2005141354A RU2404362C2 RU 2404362 C2 RU2404362 C2 RU 2404362C2 RU 2005141354/03 A RU2005141354/03 A RU 2005141354/03A RU 2005141354 A RU2005141354 A RU 2005141354A RU 2404362 C2 RU2404362 C2 RU 2404362C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- valve
- sample
- chromatograph
- sampling
- downhole gas
- Prior art date
Links
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 42
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 16
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims abstract description 4
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 239000010720 hydraulic oil Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 19
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 12
- 239000002609 medium Substances 0.000 claims description 7
- 239000006163 transport media Substances 0.000 claims description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 5
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 2
- 230000003749 cleanliness Effects 0.000 claims 1
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 39
- 239000012159 carrier gas Substances 0.000 description 4
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000031700 light absorption Effects 0.000 description 3
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 2
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 2
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 230000005526 G1 to G0 transition Effects 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000001030 gas--liquid chromatography Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000010249 in-situ analysis Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000005211 surface analysis Methods 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing 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
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/10—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells using side-wall fluid samplers or testers
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N30/00—Investigating or analysing materials by separation into components using adsorption, absorption or similar phenomena or using ion-exchange, e.g. chromatography or field flow fractionation
- G01N30/02—Column chromatography
- G01N30/04—Preparation or injection of sample to be analysed
- G01N30/16—Injection
- G01N30/20—Injection using a sampling valve
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N30/00—Investigating or analysing materials by separation into components using adsorption, absorption or similar phenomena or using ion-exchange, e.g. chromatography or field flow fractionation
- G01N30/02—Column chromatography
- G01N30/88—Integrated analysis systems specially adapted therefor, not covered by a single one of the groups G01N30/04 - G01N30/86
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
- G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
- G01N33/2823—Raw oil, drilling fluid or polyphasic mixtures
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N30/00—Investigating or analysing materials by separation into components using adsorption, absorption or similar phenomena or using ion-exchange, e.g. chromatography or field flow fractionation
- G01N30/02—Column chromatography
- G01N30/88—Integrated analysis systems specially adapted therefor, not covered by a single one of the groups G01N30/04 - G01N30/86
- G01N2030/8809—Integrated analysis systems specially adapted therefor, not covered by a single one of the groups G01N30/04 - G01N30/86 analysis specially adapted for the sample
- G01N2030/884—Integrated analysis systems specially adapted therefor, not covered by a single one of the groups G01N30/04 - G01N30/86 analysis specially adapted for the sample organic compounds
- G01N2030/8854—Integrated analysis systems specially adapted therefor, not covered by a single one of the groups G01N30/04 - G01N30/86 analysis specially adapted for the sample organic compounds involving hydrocarbons
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N30/00—Investigating or analysing materials by separation into components using adsorption, absorption or similar phenomena or using ion-exchange, e.g. chromatography or field flow fractionation
- G01N30/02—Column chromatography
- G01N30/88—Integrated analysis systems specially adapted therefor, not covered by a single one of the groups G01N30/04 - G01N30/86
- G01N2030/8886—Analysis of industrial production processes
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Pathology (AREA)
- Immunology (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Изобретение относится к приборам, используемым в нефтегазовой отрасли. Техническим результатом является создание прибора, позволяющего провести газовую хроматографию для определения типа скважинных флюидов в скважине в реальном времени. Газовый хроматограф включает камеру для образцов с датчиком положения поршня, соединенную через клапан отбора пробы образца с трубопроводом, и соединенную через нефтяной насос с резервуаром для компенсации гидравлического давления нефти, электрический термостат с датчиком температуры и расположенной внутри термостата трубкой хроматографа, с одной стороны соединенной последовательно через вращающийся инжектор пробы, цеолитовый фильтр, первый обратный клапан и изолирующий клапан хроматографа с линией соединения клапана отбора пробы образца и камеры для образцов, с другой стороны последовательно соединенной с вторым обратным клапаном, детектором фракции, баллоном с порцией образца и вторым датчиком давления. Причем вращающийся инжектор пробы соединен последовательно с редуктором давления, клапаном для транспортирующей среды, баллоном со сжатым азотом и первым датчиком давления, обводная линия с обводным клапаном соединена в параллель с вращающимся инжектором пробы, трубкой хроматографа и детектором фракции, а контур электронной телеметрии соединен с выходом детектора фракции. Также предлагается способ внутрискважинной газовой хроматографии. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Изобретение относится к приборам, используемым в нефтегазовой отрасли.
Газовая хроматография является хорошо известным методом измерения, основанным на вводе небольшой порции исследуемого газа в непрерывный поток известного нейтрального газа ("носителя" или "транспортирующей среды"). Затем газы проходят через капиллярную трубку. Вследствие различной подвижности отдельных газов, составляющих пробу, эта проба разделяется на несколько порций, каждая из которых состоит из отдельного газа. На выходе из капиллярной трубки эти отдельные порции в носителе могут быть идентифицированы различными способами. Таким образом, может быть определен полный химический состав пробы. Преимуществом хроматографического метода является то, что детекторы на приемном конце могут быть значительно упрощены, сохраняя высокое разрешение системы в целом.
В нефтегазовой области газовая хроматография широко используется для анализа проб бурового раствора и позволяет определить концентрацию H2S, СН4, С2Н6 и т.д. в газах, смешанных с выходным потоком бурового раствора. При этом в качестве носителя обычно применяются гелий или азот.
При реализации этого метода технику, используемую для извлечения, отбора проб и скважинного анализа пластовых флюидов, можно опускать в нефтяную скважину на канате или на бурильной трубе. Инструменты устанавливаются на стенке ствола скважины, после чего на этой стенке создается гидравлический затвор. Затем в пласт устанавливается зонд, таким образом создается гидравлическая связь с исследуемым пластом. Образцы пластовых флюидов - начиная от нескольких кубических сантиметров до сотен литров, извлекаются из пласта в инструмент для переноски на поверхность и/или анализа на месте. В некоторых случаях образцы после анализа на месте выливаются в скважину. Методы анализа флюидов включают в себя измерения удельного сопротивления, окраски флюидов или поглощения света, плотности флюидов (как функции поглощения γ-излучения), концентрации газа (путем преломления/ отражения газовых пузырьков в тонких трубках) и т.д. Кроме того, проводятся специальные измерения параметров флюидов: при помощи датчиков регистрируются точные значения давления и температуры для различных режимов потока.
Разработка устройства, позволяющего использовать методы скважинного анализа с помощью газового хроматографа, представляет особый интерес. До настоящего времени подобное техническое решение не рассматривалось, поскольку хроматографические трубки очень длинные, и единичный анализ, заключающийся в разделении пробы на интересующие компоненты, требует много времени. Кроме того, для пробы отбирается большое количество газа. Поэтому недостатком конструкции скважинного хроматографа являются большие размеры и вес, что делает его непрактичным и сложным для применения при различных условиях реальной ситуации.
Газовая хроматография, в особенности газожидкостная, исследует образец, который предварительно переводится в паровую фазу и подается в головку хроматографической колонны (Фиг.1), где поз.1 обозначен газ-носитель, 2 - регулирующий клапан, 3 - колонна, 4 - устройство для ввода пробы, 5 - термостат, 6 - детектор, 7 - регистратор. Образец переносится по колонне при помощи потока инертной газовой подвижной фазы. Сама колонна содержит жидкую или твердую неподвижную фазу, которая нанесена на стенки инертного твердого материала. Транспортирующий газ-носитель должен быть химически инертным. Обычно используют такие газы, как азот, гелий, аргон и диоксид углерода. Выбор газа-носителя часто зависит от типа используемого детектора. Система подачи газа-носителя содержит также молекулярное сито для удаления воды и других примесей.
Для оптимально работы хроматографа образец не должен быть слишком большим и должен вводиться в колонну в виде паровой "пробки" - медленный ввод больших образцов приводит к размыванию границ и ухудшению разрешения. Наиболее распространенным методом ввода образца является метод, в котором используется микрошприц для ввода образца через резиновую прокладку в канал быстрого испарителя в головке колонны. Температура канала для образца обычно на 50°С выше точки кипения наименее летучего компонента образца. Для насадочных колонн размер образца находится в диапазоне от десятых долей микролитра до 20 микролитров. Для капиллярных колонн требуются значительно меньшие образцы, обычно около 10-3 микролитров.
Отбор образцов скважинных флюидов производится с середины 1960-х годов. Известны тестер пластовых флюидов, разработанный компанией Schlumberger, под названием Repeat Formation Tester - RFT™, модульный динамический тестер Modular Dynamic Tester - MDT (1992) и SRFT™ (1997). Однако тестер пластовых флюидов RFT не производил анализа флюидов в скважине, он был предназначен для доставки образцов пластовых флюидов при помощи двух баллонов высокого давления, оснащенных клапанами с дистанционным управлением.
В модульном динамическом тестере MDT (Фиг.2), выбранном в качестве прототипа, была впервые реализована идея анализа скважинных флюидов при помощи "Резистивной ячейки" - устройства с четырьмя электродами для измерения электрического сопротивления пластовых флюидов при их прохождении через измерительный трубопровод (Д.Кучук, Journal of Petroleum Science and Engineering 11 (1994), стр.123-135). Это впервые позволило определить самый общий тип флюида (например, "нефть или вода") перед доставкой образца на поверхность. На Фиг.3 показана схема модульного динамического тестера MDT, где поз.10 обозначена резистивная/температурная ячейка, 11 - шарнирный трубопровод, 12 - передний башмак, 13 - фильтр, 14 - пакер, 15 - клапан фильтра, 16 - поршни зонда, 17 - модуль для образцов, 18 - датчик CQG, 19 - изолирующий клапан, 20 - выравнивающий клапан, 21 - трубопроводная линия, 22 - предварительный тест, 23 - измеритель деформации, 24 - задние телескопические поршни, 25 - дроссельный/сальниковый клапан, 26 - камера для образцов.
Определение типа скважинных флюидов получило дальнейшее развитие путем внедрения модуля оптического анализатора флюидов (OFA). Этот модуль вводится в трубопровод и выполняет определение типа флюидов в реальном времени путем пропускания интенсивного светового пучка через флюид и анализа спектральных характеристик прошедшего света. Вследствие различного поглощения света водой и нефтью записанный спектр указывает содержание воды и нефти, а также позволяет определять различные типы нефти. Газ анализируется различными датчиками, которые обнаруживают пузырьки газа в отраженном свете. Типичная запись сигнала при определении типа скважинных флюидов представлена на Фиг.4. Такой же принцип измерения использован компанией Schlumberger в анализаторе флюидов Live Fluid Analyzer (LFA), который является дальнейшим развитием оптического метода OFA и выпускается с 2002 г., а также в модуле Baker-Atlas SampleView.
Однако сложность конструкции модульного динамического тестера и его применения для внутрискважинного использования не позволяли провести процесс внутрискважинной газовой хроматографии.
Целью предложенной разработки было создание прибора, позволяющего провести газовую хроматографию для определения типа скважинных флюидов в скважине в реальном времени.
Предлагаемый кабельный внутрискважинный газовый хроматограф изображен на Фиг.5, где поз.30 обозначен трубопровод, 31 - клапан отбора пробы образца, 32 - камера для образцов, 33 - изолирующий клапан хроматографа, 34 - цеолитовый фильтр, 35 - обводной клапан, 36 - жидкий азот, 37 - вращающийся инжектор пробы, 38 - трубка хроматографа, 39 - детектор фракции, 40 - резервуар для компенсации гидравлического давления нефти, 41 - нефтяной насос, 42 - датчик положения поршня, 43 - обратный клапан, 44 - редуктор давления, 45 - клапан для транспортирующей среды, 46 - датчик давления, 47 - датчик температуры, 48 - порция образца, 49 - электрический термостат, 50 - контур электронной телеметрии.
Трубопровод соединяется с магистральным трубопроводом модулей MDT сверху и снизу, поскольку:
- метод введения хроматографа в инструмент MDT путем присоединения к общему (магистральному) трубопроводу таким образом, чтобы модуль мог быть использован сверху и снизу точки отбора образца, обеспечивает гибкость установки скважинного инструмента;
- метод и устройство для выполнения газовой хроматографии из общего трубопровода позволяет многократно проводить анализ из одного и того же разреза в скважине;
- применение OFA/LFA для подготовки хроматографического анализа позволяет проводить анализ пластовых флюидов так, чтобы они были менее загрязнены буровым раствором и фильтратом бурового раствора.
Кабельный внутрискважинный газовый хроматограф состоит из следующих компонентов, выполняющих следующие функции:
1. Клапан отбора пробы образца 31 соединяет трубопровод MDT 30 с камерой для образцов модуля хроматографа 32;
2. Камера для образцов 32 в хроматографе служит для отбора малых порций из трубопровода 30 для последующего анализа; камера для образцов оснащена датчиком положения поршня 42 и нефтяным насосом 41, позволяющими отбирать образец из трубопровода или помещать образец в трубопровод;
3. Изолирующий клапан хроматографа 33 и обратный клапан 43 позволяют переводить образец в датчиковую секцию инструмента и препятствуют обратному потоку образца;
4. Сменный цеолитовый фильтр 34 обеспечивает чистоту образца;
5. Обводная линия с обводным клапаном 35 служат для удаления нежелательных флюидов из датчиковой секции;
6. Баллон со сжатым азотом 36 оснащен клапаном для транспортирующей среды 45 и редуктором давления 44, которые необходимы для организации потока транспортирующей среды (азота);
7. Вращающийся инжектор пробы 37 позволяет вводить пробу флюидов в поток транспортирующей среды;
8. Трубка хроматографа 38, в которой разделяются фракции пробы; трубка расположена в электрическом термостате 49, который поддерживает необходимую повышенную температуру, контролируемую при помощи датчика температуры 47;
9. Детектор фракции 39, основанный на поглощении света;
10. Баллон с порцией образца 48 для сбора остаточных флюидов после теста; обратный клапан 43 над детектором предотвращает обратный поток транспортирующей среды;
11. Контур электронной телеметрии 50 служит для передачи данных по кабельной системе сбора результатов измерений на поверхность.
Устройство работает по следующему принципу:
1. Модуль хроматографа расположен вместе со штангой для MDT таким образом, чтобы точка отбора пластового образца и модуль LFA находились с одной стороны, а насосный модуль (MRPO) или другое оборудование отбора проб располагались с другой стороны.
2. Инструмент опускается на требуемую глубину скважины, и устанавливается гидравлический контакт с пластовыми флюидами.
3. Пластовые флюида нагнетаются насосом, в это время проводятся в MDT измерения датчиками сопротивления, температуры и давления и снимаются показания LFA. После достижения требуемой чистоты цикл нагнетания заканчивается и начинается хроматографический анализ.
4. Клапан отбора пробы образца в модуле хроматографа открывается и флюид из трубопровода забирается в камеру для образцов.
5. Клапан отбора пробы образца закрывается и открывается изолирующий клапан хроматографа для подачи образца для анализа.
6. Мгновенно открывается обводной клапан (подмешивающий) для промывки содержимого от предыдущих образцов или других нежелательных флюидов.
7. Клапан для транспортирующей среды открывается для создания потока транспортирующей среды.
8. Вращающийся инжектор пробы открывается для ввода пробы флюида, подлежащей анализу.
9. Клапан хроматографа закрывается и открывается клапан отбора пробы образца для подачи флюидов из камеры для образцов в трубопровод. Нефтяной насос используется для перемещения поршня. Нефтяной насос останавливается, и клапан отбора пробы закрывается по сигналу от датчика положения поршня.
10. Затем проба разделяется в хроматографической трубке и анализируется детектором традиционным для газовой хроматографии образом. Остатки транспортирующей среды и пробы поступают в секцию промывки.
11. После завершения анализа закрывается клапан для транспортирующей среды, и инструмент готов к повторению теста на другой глубине скважины, начиная с пункта 2, описанного выше.
Разработанные в Институте катализа Сибирского отделения наук Российской академии наук сверхмалые хроматографические трубки дали возможность сконструировать прибор, позволяющий совместить метод газовой хроматографии с требованиями и условиями нефтегазовой отрасли.
Важнейшим преимуществом заявленного устройства является то, что малые размеры трубок значительно сокращают время обработки пробы, так что анализ, проводимый с помощью заявленного прибора, может быть выполнен за несколько минут вместо нескольких часов, что и позволило спроектировать скважинный газовый анализатор, основанный на принципе хроматографии.
Таким образом, газовая хроматография впервые применена для определения типа скважинных флюидов в скважине в реальном времени.
Claims (3)
1. Кабельный внутрискважинный газовый хроматограф, включающий камеру для образцов с датчиком положения поршня, соединенную через клапан отбора пробы образца с трубопроводом, и соединенную через нефтяной насос с резервуаром для компенсации гидравлического давления нефти, электрический термостат с датчиком температуры и расположенной внутри термостата трубкой хроматографа, с одной стороны соединенной последовательно через вращающийся инжектор пробы, цеолитовый фильтр, первый обратный клапан и изолирующий клапан хроматографа с линией соединения клапана отбора пробы образца и камеры для образцов, с другой стороны последовательно соединенной с вторым обратным клапаном, детектором фракции, баллоном с порцией образца и вторым датчиком давления, причем вращающийся инжектор пробы соединен последовательно с редуктором давления, клапаном для транспортирующей среды, баллоном со сжатым азотом и первым датчиком давления, обводная линия с обводным клапаном соединена в параллель с вращающимся инжектором пробы, трубкой хроматографа и детектором фракции, а контур электронной телеметрии соединен с выходом детектора фракции.
2. Способ внутрискважинной газовой хроматографии, по которому
внутрискважинный газовый хроматограф опускают на требуемую глубину скважины и устанавливается гидравлический контакт с пластовыми флюидами,
нагнетают насосом пластовые флюиды,
заканчивают цикл нагнетания,
открывают клапан отбора пробы образца и забирают флюид из трубопровода в камеру для образцов,
закрывают клапан отбора пробы образца и открывают изолирующий клапан хроматографа для подачи образца на анализ,
в то же время открывается обводной клапан для промывки содержимого от предыдущих образцов или других нежелательных флюидов,
открывают клапан для транспортирующей среды,
открывают вращающийся инжектор пробы для ввода пробы флюида, подлежащей анализу,
закрывают клапан хроматографа и открывают клапан отбора пробы образца для подачи флюидов из камеры для образцов в трубопровод,
перемещают поршень с помощью нефтяного насоса, останавливают нефтяной насос и закрывают клапан отбора пробы по сигналу от датчика положения поршня,
анализируют детектором пробу, разделенную в хроматографической трубке,
остатки транспортирующей среды и пробы направляют в секцию промывки,
после завершения анализа закрывают клапан для транспортирующей среды.
внутрискважинный газовый хроматограф опускают на требуемую глубину скважины и устанавливается гидравлический контакт с пластовыми флюидами,
нагнетают насосом пластовые флюиды,
заканчивают цикл нагнетания,
открывают клапан отбора пробы образца и забирают флюид из трубопровода в камеру для образцов,
закрывают клапан отбора пробы образца и открывают изолирующий клапан хроматографа для подачи образца на анализ,
в то же время открывается обводной клапан для промывки содержимого от предыдущих образцов или других нежелательных флюидов,
открывают клапан для транспортирующей среды,
открывают вращающийся инжектор пробы для ввода пробы флюида, подлежащей анализу,
закрывают клапан хроматографа и открывают клапан отбора пробы образца для подачи флюидов из камеры для образцов в трубопровод,
перемещают поршень с помощью нефтяного насоса, останавливают нефтяной насос и закрывают клапан отбора пробы по сигналу от датчика положения поршня,
анализируют детектором пробу, разделенную в хроматографической трубке,
остатки транспортирующей среды и пробы направляют в секцию промывки,
после завершения анализа закрывают клапан для транспортирующей среды.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что кабельный внутрискважинный газовый хроматограф располагают вместе со штангой для модульного динамического тестера (МВТ)таким образом, чтобы точка отбора пластового образца и модуль анализатора флюидов (LFA) находились с одной стороны, а насосный модуль (MRPO) или другое оборудование отбора проб располагались с другой стороны, во время нагнетания пластовых флюидов проводятся в MDT измерения датчиками сопротивления, температуры и давления и снимаются показания LFA, цикл нагнетания заканчивается после достижения требуемой чистоты.
Priority Applications (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005141354/03A RU2404362C2 (ru) | 2005-12-29 | 2005-12-29 | Кабельный внутрискважинный газовый хроматограф и способ внутрискважинной газовой хроматографии |
| EP06847423A EP1988254A4 (en) | 2005-12-29 | 2006-12-27 | CABLE CHROMATOGRAPH INSTALLED IN A WELL AND CABLE CHROMATOGRAPHY METHOD IN A WELL |
| PCT/RU2006/000704 WO2007078214A2 (fr) | 2005-12-29 | 2006-12-27 | Chromatographe a cable installe dans un puits et procede de chromatographie a cable dans un puits |
| US12/159,336 US20100018287A1 (en) | 2005-12-29 | 2006-12-27 | Wirleline downhole gas chromatograph and downhole gas chromatography method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005141354/03A RU2404362C2 (ru) | 2005-12-29 | 2005-12-29 | Кабельный внутрискважинный газовый хроматограф и способ внутрискважинной газовой хроматографии |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2404362C2 true RU2404362C2 (ru) | 2010-11-20 |
Family
ID=38228629
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005141354/03A RU2404362C2 (ru) | 2005-12-29 | 2005-12-29 | Кабельный внутрискважинный газовый хроматограф и способ внутрискважинной газовой хроматографии |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20100018287A1 (ru) |
| EP (1) | EP1988254A4 (ru) |
| RU (1) | RU2404362C2 (ru) |
| WO (1) | WO2007078214A2 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8966969B2 (en) | 2010-07-19 | 2015-03-03 | Sgs North America Inc. | Automated analysis of pressurized reservoir fluids |
| RU2674425C2 (ru) * | 2014-02-12 | 2018-12-07 | Мустанг Сэмплинг, Ллк | Система взятия проб с испарителем с регулировкой давления газоконденсатной жидкости |
| CN112696188A (zh) * | 2020-12-09 | 2021-04-23 | 王少斌 | 一种环形可拆卸橡胶探头推靠器 |
Families Citing this family (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7637151B2 (en) * | 2006-12-19 | 2009-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | Enhanced downhole fluid analysis |
| US8028562B2 (en) | 2007-12-17 | 2011-10-04 | Schlumberger Technology Corporation | High pressure and high temperature chromatography |
| US8250904B2 (en) | 2007-12-20 | 2012-08-28 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-stage injector for fluid analysis |
| US20090158820A1 (en) * | 2007-12-20 | 2009-06-25 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for downhole analysis |
| EP2245448A2 (en) * | 2008-02-28 | 2010-11-03 | Services Pétroliers Schlumberger | Multi-stage injector for fluid analysis |
| US8964502B2 (en) * | 2009-03-27 | 2015-02-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Zero offset profile from near-field hydrophones |
| US8152909B2 (en) * | 2009-04-01 | 2012-04-10 | Bruker Chemical Analysis B.V. | Gas chromatography check valve and system |
| CN102052076B (zh) * | 2009-10-30 | 2014-04-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种对含有h2s/co2气田井筒流体成份监测系统及其分析方法 |
| CN102052075B (zh) * | 2009-10-30 | 2014-11-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种进行油田现场取样的系统，方法和应用 |
| CN102003177B (zh) * | 2010-09-13 | 2013-01-02 | 许进鹏 | 用于井下单个钻孔的水文地质参数观测仪器 |
| US9638681B2 (en) | 2011-09-30 | 2017-05-02 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time compositional analysis of hydrocarbon based fluid samples |
| CA2874395A1 (en) | 2012-05-24 | 2013-12-19 | Douglas H. Lundy | Threat detection system having multi-hop, wifi or cellular network arrangement of wireless detectors, sensors and sub-sensors that report data and location non-compliance, and enable related devices while blanketing a venue |
| WO2014030789A1 (ko) * | 2012-08-24 | 2014-02-27 | (주)백년기술 | 시료 전처리 장치 및 시료 전처리 방법 |
| US10520623B2 (en) * | 2013-05-31 | 2019-12-31 | Westerngeco L.L.C. | Methods and systems for marine survey acquisition |
| US9458715B2 (en) | 2014-12-16 | 2016-10-04 | Schlumberger Technology Corporation | Determining the plus fraction of a gas chromatogram |
| US9664665B2 (en) | 2014-12-17 | 2017-05-30 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid composition and reservoir analysis using gas chromatography |
| US10648328B2 (en) | 2016-12-29 | 2020-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sample phase quality control |
| CN107806342B (zh) * | 2017-11-18 | 2024-05-10 | 武汉三江航天远方科技有限公司 | 油田井下地层流体智能存取方法及其装置 |
| CN108533959A (zh) * | 2018-03-23 | 2018-09-14 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | 一种适用于高气油比集输站场的油气混输装置及工艺 |
| AU2019279953B2 (en) | 2019-02-12 | 2023-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bias correction for a gas extractor and fluid sampling system |
| CN110082439B (zh) * | 2019-04-09 | 2024-06-11 | 国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院 | 一种用于现场油色谱在线监测装置检定的智能检验存储装置 |
| CN111781024A (zh) * | 2020-07-31 | 2020-10-16 | 江苏集萃托普索清洁能源研发有限公司 | 串联式负压采样分析系统及方法 |
| CN112389812A (zh) * | 2020-11-09 | 2021-02-23 | 广西电网有限责任公司电力科学研究院 | 一种应用于现场检测在线色谱装置的小型储油装置 |
| US11846148B2 (en) | 2021-09-29 | 2023-12-19 | Saudi Arabian Oil Company | Balloon-equipped autonomous downhole logging tool for oil and gas wells |
| CN114935610B (zh) * | 2022-04-05 | 2023-12-22 | 陕西长青能源化工有限公司 | 一种用气相色谱同时测定酸性气中含硫含醇组分含量的方法及其系统 |
| CN118130168A (zh) * | 2024-05-07 | 2024-06-04 | 杭州申昊科技股份有限公司 | 一种带电状态油样安全自动采集装置及其方法 |
| CN118130170A (zh) * | 2024-05-07 | 2024-06-04 | 杭州申昊科技股份有限公司 | 一种变压器油中气体自动检测机器人及检测方法 |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3171274A (en) * | 1960-06-03 | 1965-03-02 | Phillips Petroleum Co | Sampling method for gas chromatographic analyzer |
| US3236092A (en) * | 1962-02-21 | 1966-02-22 | Monsanto Co | Method and apparatus for continuous flow analysis |
| US3254531A (en) * | 1962-05-03 | 1966-06-07 | Halliburton Co | Formation fluid sampling method |
| US3408166A (en) * | 1962-09-04 | 1968-10-29 | Scientific Industries | Gas extractor and injector for gas chromatography |
| US3556730A (en) * | 1968-10-21 | 1971-01-19 | Phillips Petroleum Co | Sampling system |
| SU1038473A2 (ru) * | 1979-06-25 | 1983-08-30 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Устройство на кабеле дл исследовани пластов в необсаженных скважинах |
| US4739654A (en) * | 1986-10-08 | 1988-04-26 | Conoco Inc. | Method and apparatus for downhole chromatography |
| FR2675265B1 (fr) * | 1991-04-11 | 1993-07-30 | Schlumberger Services Petrol | Procede d'analyse de melanges d'huiles hydrocarbonees utilisant la chromatographie par permeation de gel. |
| US5547497A (en) * | 1992-09-30 | 1996-08-20 | Chromatofast, Inc. | Apparatus for gas chromatography |
| GB2359631B (en) * | 2000-02-26 | 2002-03-06 | Schlumberger Holdings | Hydrogen sulphide detection method and apparatus |
| AU2001255809A1 (en) * | 2000-03-27 | 2001-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for the down-hole characterization of formation fluids |
| GB2377952B (en) * | 2001-07-27 | 2004-01-28 | Schlumberger Holdings | Receptacle for sampling downhole |
| US6748328B2 (en) * | 2002-06-10 | 2004-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining fluid composition from fluid properties |
| US7384453B2 (en) * | 2005-12-07 | 2008-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Self-contained chromatography system |
| US7458257B2 (en) * | 2005-12-19 | 2008-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole measurement of formation characteristics while drilling |
-
2005
- 2005-12-29 RU RU2005141354/03A patent/RU2404362C2/ru not_active IP Right Cessation
-
2006
- 2006-12-27 EP EP06847423A patent/EP1988254A4/en not_active Withdrawn
- 2006-12-27 WO PCT/RU2006/000704 patent/WO2007078214A2/ru active Application Filing
- 2006-12-27 US US12/159,336 patent/US20100018287A1/en not_active Abandoned
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8966969B2 (en) | 2010-07-19 | 2015-03-03 | Sgs North America Inc. | Automated analysis of pressurized reservoir fluids |
| RU2674425C2 (ru) * | 2014-02-12 | 2018-12-07 | Мустанг Сэмплинг, Ллк | Система взятия проб с испарителем с регулировкой давления газоконденсатной жидкости |
| CN112696188A (zh) * | 2020-12-09 | 2021-04-23 | 王少斌 | 一种环形可拆卸橡胶探头推靠器 |
| CN112696188B (zh) * | 2020-12-09 | 2023-10-31 | 王少斌 | 一种环形可拆卸橡胶探头推靠器 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP1988254A2 (en) | 2008-11-05 |
| EP1988254A4 (en) | 2010-07-07 |
| WO2007078214A2 (fr) | 2007-07-12 |
| WO2007078214A3 (fr) | 2008-01-10 |
| US20100018287A1 (en) | 2010-01-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2404362C2 (ru) | Кабельный внутрискважинный газовый хроматограф и способ внутрискважинной газовой хроматографии | |
| RU2333357C2 (ru) | Скважинный пробоотборник с микропробоотборной камерой и способ его применения | |
| US7581435B2 (en) | Method and apparatus for acquiring physical properties of fluid samples at high temperatures and pressures | |
| US8256283B2 (en) | Method of downhole characterization of formation fluids, measurement controller for downhole characterization of formation fluids, and apparatus for downhole characterization of formation fluids | |
| RU2707621C2 (ru) | Способ для анализа проб | |
| US7461547B2 (en) | Methods and apparatus of downhole fluid analysis | |
| US6967322B2 (en) | Method and apparatus for performing rapid isotopic analysis via laser spectroscopy | |
| US9416656B2 (en) | Assessing reservoir connectivity in hydrocarbon reservoirs | |
| CA2825177C (en) | Method and apparatus for evaluating fluid sample contamination by using multi sensors | |
| RU2348806C2 (ru) | Устройство непрерывной регистрации данных для скважинного пробоотборного резервуара | |
| US20130071934A1 (en) | Method and system for measurement of reservoir fluid properties | |
| EP2574920A1 (en) | Real-Time Compositional Analysis of Hydrocarbon Based Fluid Samples | |
| AU2014241262B2 (en) | Surface gas correction by group contribution equilibrium model | |
| EP1508794A1 (en) | Method and apparatus for performing rapid isotopic analysis via laser spectroscopy | |
| US20200355072A1 (en) | System and methodology for determining phase transition properties of native reservoir fluids | |
| EP1865147A1 (en) | A method and apparatus for a downhole micro-sampler |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151230 |