NO20111104A1 - System og fremgangsmåte for nedihulls prøvetaking og analyse av formasjonsfluider - Google Patents
System og fremgangsmåte for nedihulls prøvetaking og analyse av formasjonsfluider Download PDFInfo
- Publication number
- NO20111104A1 NO20111104A1 NO20111104A NO20111104A NO20111104A1 NO 20111104 A1 NO20111104 A1 NO 20111104A1 NO 20111104 A NO20111104 A NO 20111104A NO 20111104 A NO20111104 A NO 20111104A NO 20111104 A1 NO20111104 A1 NO 20111104A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- injector
- valve
- chamber
- volume
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 136
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 42
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 title claims description 41
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 19
- 238000005070 sampling Methods 0.000 title description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 33
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 33
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 26
- 239000000470 constituent Substances 0.000 claims description 24
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 16
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 15
- 238000004128 high performance liquid chromatography Methods 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 5
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 44
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 37
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 12
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 11
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 8
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 230000006870 function Effects 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 230000015654 memory Effects 0.000 description 3
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 3
- 238000004704 ultra performance liquid chromatography Methods 0.000 description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000004811 liquid chromatography Methods 0.000 description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 2
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 2
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 238000010420 art technique Methods 0.000 description 1
- 238000003556 assay Methods 0.000 description 1
- 238000000889 atomisation Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000012864 cross contamination Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 230000001141 propulsive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011897 real-time detection Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 238000005211 surface analysis Methods 0.000 description 1
- 238000010257 thawing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
- 230000003936 working memory Effects 0.000 description 1
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
- E21B49/081—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells with down-hole means for trapping a fluid sample
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Other Investigation Or Analysis Of Materials By Electrical Means (AREA)
Description
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
Under operasjoner med boring etter og utvinning av hydrokarboner blir fluider ofte ekstrahert fra et boret brønnhull for å identifisere gasser som er tilstede i fluidet, for å analysere formasjons- og/eller reservoarkarakteristikker. Fluidet blir vanligvis fjernet og sent til et sted på overflaten for analyse. En slik overflateanalyse kan imidlertid forsinke evaluering av et reservoarprospekt ved å kreve at fluidprøvene blir fjernet og sendt til et laboratorium på overflaten for analyse, noe som kan ta måneder. Enheter for brønnhullsanalyse muliggjør fluidanalyse i sann tid og reduserer denne forsinkelsen.
Innføring av representative prøver i et analysesystem nede i brønnhullet er viktig når det gjelder å skaffe nøyaktige sammensetningsmessige analysedata. Hvis innløpssystemet selektivt slipper inn visse bestanddeler på bekostning av andre, så
vil enhver måling av den relative fordelingen av bestanddeler bli feilaktig med mindre denne selektiviteten kan kvantifiseres og en korreksjon kan foretas av denne. Et innløpssystem som overfører den samme fordeling av bestanddeler som opprinnelig var tilstede, blir derfor foretrukket. I et brønnhullssystem kan innføring av representative prøver være meget vanskelig og derved gjøre nøyaktige brønnhullsfluidanalyser i sann tid vanskelige å gjennomføre på grunn av de vanligvis ugjestmilde omgivels-ene samt plass- og utformingsrestriksjoner som er uunngåelige i et brønnhullsmiljø.
KORT OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
En anordning for å ta prøver av fluid fra en grunnformasjon innbefatter: en innløpsåpning anordnet i fluidkommunikasjon med fluidet i et borehull; en injektor som innbefatter et injektorkammer i fluidkommunikasjon med innløpsåpningen hvor injektoren er utformet for å motta endel av fluidet og dirigere fluidet mot en analyseenhet for å analysere materialbestanddelene i fluidet; og en høytrykksventil utformet for å slippe inn delen av fluidet ved et borehullstrykk og frigjøre delen med fluid inn i injektoren, hvor delen har et volum som er mindre enn eller lik omkring en mikroliter.
Et system for å analysere fluidbestanddeler i et borehull i en grunnformasjon, innbefatter: en innløpsåpning i fluidkommunikasjon med fluidet i borehullet; en injektor som innbefatter et injeksjonskammer i fluidkommunikasjon med fluidinnløpet, hvor injektoren er utformet for å motta en valgt andel av fluidet; en høytrykksventil utformet for å motstå et trykk på minst 10.000 psi og frigjøre den valgte andelen av fluidet inn i injektoren, hvor den valgte andelen har et volum som er mindre enn eller lik omkring en mikroliter; et vakuumkammer i fluidkommunikasjon med dysen hvor vakuumkammeret blir i det minste delvis evakuert for gasser; og en analyseenhet anordnet i vakuumkammeret hvor analyseenheten er utformet for å motta fluidet og detektere materialbestanddeler i fluidet.
En fremgangsmåte for analyse av fluidbestanddeler i et borehull i en grunnformasjon, innbefatter: å motta fluidet via en innløpsåpning fra borehullet; å aktivere en ventil for å injisere en valgt andel av fluidet inn i en injektor hvor den valgte andelen har et volum som er mindre enn eller lik omkring en mikroliter, hvor injektoren innbefatter et injeksjonskammer og en dyse i fluidkommunikasjon med innløpsåpningen; å føre den valgte andelen gjennom injektoren; og å motta fluidet i et analysekammer og detektere materialbestanddeler i fluidet via en analyseenhet anordnet i analysekammeret.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
De følgende beskrivelser skal ikke anses begrensende på noen måte. Under henvisning til de vedføyde tegningene er like elementer nummerert likt, og
Fig. 1 skisserer en utførelsesform av et brønnloggings- og/eller boresystem; fig. 2 er en illustrasjon av et måleverktøy for formasjonsfluid for et system
som på fig. 1;
fig. 3 er en illustrasjon av en utførelsesform av en injektor i måleverktøyet på
fig. 2;
fig. 4 er et illustrasjon av en annen utførelsesform av injektoren i måleverk-tøyet på fig. 2;
fig. 5 er et flytskjema som viser et utførelseseksempel for en fremgangsmåte
for analyse av fluidbestanddeler i et borehull i en grunnformasjon; og fig. 6 er en illustrasjon av et system for analysering av fluidbestanddeler i et borehull i en grunnformasjon.
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
Det vises til fig. 1 hvor et utførelseseksempel av et brønnloggings- og/eller boresystem 10 innbefatter en borestreng 11 som er vist anordnet i et borehull 12 som trenger inn i minst én grunnformasjon 14 under en borings-, brønnloggings-og/eller hydrokarbonproduksjons-operasjon. borestrengen 11 innbefatter et borerør som kan være én eller flere rørseksjoner eller et oppkveilingsrør, f.eks. et borehullsfluid 16 slik som en borevæske eller boreslam kan pumpes gjennom borestrengen 11 og/eller borehullet 12. Brønnboringssystemet 10 innbefatter også en bunnhullsanordning (BHA) 18.
Som beskrevet her refererer uttrykkene "borehull" eller "brønnhull" til et enkelt hull som utgjør hele eller endel av en boret brønn. Som beskrevet her refererer "formasjoner" til de forskjellige trekkene og materialene som kan påtreffes i et undergrunnsmiljø. Det skal følgelig anses at selv om uttrykket "formasjon" generelt refererer til geologiske formasjoner av interesse, at uttrykket "formasjoner" slik det brukes her, i noen tilfeller kan innbefatte alle geologiske punkter eller volumer av interesse (slik som et undersøkelsesområde). I tillegg skal det bemerkes at "borestreng" slik det brukes her, refererer til en hvilken som helst struktur som er egnet til å senke et verktøy gjennom et borehull eller forbinde et bor med overflaten, og er følgelig ikke begrenset til den strukturen og konstruksjonen som er beskrevet her. Borestrengen 11 kan f.eks. være utformet som en kabel forbundet med et brønn-hullsverktøy. Uttrykket "borehullsfluid" eller "formasjonsfluid" slik det beskrives her, refererer dessuten til et fluid som er innført i borehullet via en overflatekilde og/eller en kilde inne i formasjonen 14.
I én utførelsesform innbefatter bunnhullsanordningen (BHA) 18 en borkrone-enhet 20 og tilhørende motorer innrettet for å bore gjennom grunnformasjoner. I én utførelsesform innbefatter borkroneenheten 20 en styringsenhet som innbefatter en styringsmotor 22 innrettet for rotasjonsmessig styring av en aksel 24 forbundet med en borkrone 26. Akselen benyttes under geostyringsoperasjoner til å styre borkronen 26 og borestrengen 11 gjennom formasjonen 14.
BHA 18 innbefatter i én utførelsesform et brønnhullsmåleverktøy 28 utformet som en høytrykks, høytemperatur mikroprøvetaker for deteksjon, klassifisering og analyse av gasser innfanget i en formasjonsfluidprøve, i sann tid. Måleverktøyet innbefatter én eller flere analyseenheter slik som et massespektrometer, en gasskromatograf og en høytrykks væskekromatograf. Selv om brønnhullsverktøyet 28 er beskrevet i forbindelse med et boresystem, kan brønnhullsverktøyet 28 benyttes i forbindelse med et hvilket som helst system som er anordnet i et borehull, slik som et hydrokarbonproduksjonssystem og et loggesystem som innbefatter et system for måling-under-boring (MWD) eller logging-under-boring (LWD). I én utførelsesform er brønnhullsverktøyet 28 inkorporert i et system for evaluering av borehullsfluid slik som systemet "the Reservoir Characterization lnstrument<SM>(RCI<SM>)" som leveres av Baker Hughes Incorporated.
Brønnhullsverktøyet 28 er i stand til å detektere forekomsten og konsentrasjonen av én eller flere forskjellige gassbestanddeler eller andre materialer. Eksempler på slike bestanddeler innbefatter metan, etan, propan, butan, hydrogensulfid, karbondioksid og oljebasert slamfiltrat iformasjonsfluid. Brønn-hullsverktøyet 28 er i stand til å fordampe eller forstøve og overføre en meget liten, f.eks. sub-mikroliter, mengde av et formasjonsfluid under meget høyt trykk inn i et analysekammer under meget lavt trykk (dvs. atmosfæretrykk, vakuum eller nær-vakuum). I én utførelsesform blir alikvoten av prøven som blir injisert inn i kammeret, holdt uhyre liten for ikke å overbelaste vakuumsystemet eller gjøre det vanskelig å spyle ut en foregående prøve før innføring av neste prøve.
Brønnhullsverktøyet 28 innbefatter en innløpssonde 30 som kan strekkes ut fra borestrengen 11 for å hente en prøve av formasjonsfluidet, et oppsamlingskammer 32 i fluidkommunikasjon med innløpssonden 30, og en målingsenhet 34 utformet for å trykksette og fordampe eller forstøve en prøve av formasjonsfluidet og analysere de gassbestanddelene som er tilstede i prøven. Innløpssonden 30 kan strekkes ut for å samle inn fluid som befinner seg i ringrommet mellom borestrengen 22 og borehullet 12 og/eller fluid som befinner seg i formasjonen 14 eller i et reservoar i formasjonen 14.
Brønnhullsverktøyet 28 innbefatter en prosesseringsbrikke eller en annen elektronikkenhet for å motta, analysere, lagre og/eller kommunisere informasjon vedrørende fluidsammensetningen. I én utførelsesform er elektronikkenheten innrettet for å kommunisere med en fjerntliggende prosessor slik som en behandlingsenhet 36 på overflaten. I én utførelsesform er behandlingsenheten 36 på overflaten utformet som en borestyringsenhet på overflaten som styrer forskjellige produksjons- og/eller boringsparametre slik som rotasjonshastighet, vekt på borkronen, fluidstrømningsparametre, pumpeparametre og andre, og registrerer og viser formasjonsevalueringsdata i sann tid. I tillegg kan behandlingsenheten 36 på overflaten være utformet som en målestyringsenhet for å fjernstyre driften av målingsenheten 34. BHA 18 og/eller brønnhullsverktøyet 28 er utformet for å kommunisere med behandlingsenheten 36 på overflaten via en hvilken som helst egnet forbindelse, slik som en kablet forbindelse innbefattende en ledning eller kablet rør, en optisk fiberforbindelse, en trådløs forbindelse og slampulstelemetri.
I én utførelsesform innbefatter behandlingsenheten 36 på overflaten komponenter som er nødvendige for å sørge for lagring og/eller behandling av data innsamlet fra brønnhullsverktøyet 28. Eksempler på komponenter innbefatter, uten noen begrensning, minst én prosessor, et lager, et minne, innmatingsanordninger, utmatingsanordninger og lignende.
Det vises til fig. 2 hvor måleverktøyet 28 i brønnhullet innbefatter innløps-åpningen 30 forbundet med oppsamlingskammeret 32 for å motta formasjonsfluid, som i sin tur er forbundet via en innløpsledning 38 med en høytrykks prøvetaknings-enhet eller injektor 40. Injektoren 40 er utformet for å fordampe eller forstøve en prøve av formasjonsfluidet. Injektoren 40 mottar en andel av formasjonsfluidet som kan ha et trykk i et område fra omkring 8.000 til omkring 12.000 psi. Høytrykksfluidet strømmer inn i innløpsledningen 38 og presser en prøve av formasjonsfluidet inn i injektoren 40.1 én utførelsesform er fluidtrykket i injektoren 40 minst omkring 10.000 psi. I én utførelsesform er et eksempel på en injektor 40 utformet i likhet med høytrykks innsprøytingsdyser i en dieselmotor.
I én utførelsesform er injektoren 40 koblet i fluidkommunikasjon med et analysekammer, det vil si et vakuumkammer 44, som mottar den forstøvede fluidprøven. Vakuumkammeret 44 blir holdt ved et valgt trykk, slik som et atmosfæretrykk eller et lavt trykk. Vakuumkammeret 44 er i det minste delvis evakuert for luft eller andre gasser ved hjelp av en vakuumpumpe 42 for å danne i det minste et delvis vakuum forut for innføring av fluidprøven. En analyseenhet 46 slik som en massespektrometer-enhet (MS-enhet) eller gasskromatograf-enhet (GC-enhet) er anordnet inne i analysekammeret 44. Analyseenheten 46 blir eksponert for den forstøvede fluidprøven og detekterer forekomsten og/eller konsentrasjonen av forskjellige materialbestanddeler.
I én utførelsesform er en prosesseringsenhet 48 som innbefatter passende elektronikk, utformet som en styringsenhet for å styre operasjonen av injektoren 40 og/eller analyseenheten 46. Prosesseringsenheten 48 er utformet for å mottak måledata, lagre dataene og/eller overføre dataene til et fjerntliggende sted, slik som til prosesseringsenheten 36 på overflaten.
Det vises til fig. 3 hvor injektoren 40 innbefatter en høytrykksventil 50 i fluidkommunikasjon med et injeksjonskammer 52 som i sin tur er i fluidkommunikasjon med en dyse 54.1 én utførelsesform har dysen 54 en diameter liten nok til å forstøve fluidprøven som er innført i injeksjonskammeret 52.
Dysen 54 har en meget liten diameter tilstrekkelig til å forstøve fluidprøven når den blir presset gjennom dysen 54 inn i vakuumkammeret 44.1 én utførelsesform er injeksjonskammeret 52 utformet for å samle inn prøver av fluid som har et volum på omkring én mikroliter, det vil si én kubikk millimeter, eller mindre. I en annen utførelsesform er injeksjonskammeret 52 utformet for å samle inn fluidprøver som har et volum mellom 02, og én mikroliter.
Ventilen 50 kan ha en hvilken som helst utforming som er egnet for å tillate levering av et valgt volum av formasjonsfluidet. I én utførelsesform er ventilen 50 utformet for å motstå trykk større enn 10.000 psi. I én utførelsesform blir ventilen 50 aktivert via en passende mekanisme slik som en elektromagnetisk (via en motor eller solenoid), piezoelektrisk, termisk, mekanisk, pneumatisk og hydraulisk mekanisme. Ett eksempel på ventilen 50 er en trykkventil utformet for å åpne automatisk som reaksjon på at fluidtrykket overskrider en valgt terskel.
I én utførelsesform kan ventilen 50 aktiveres for å tillate passasje av en fluidprøve inn i injeksjonskammeret 52, som har et volum på omkring én mikroliter, det vil si en kubikk millimeter, eller mindre. I en annen utførelsesform er ventilen 50 aktiverbar for å tillate passasje av en fluidprøve som har et volum mellom 0,2 og én mikroliter.
I én utførelsesform innbefatter injektoren 40 en dyseomløpsventil 53 for å muliggjøre hurtig utskilling av en eventuell gammel prøve som befinner seg i injektorlegemet, inn i et avfallskammer eller et annet sted, og derved gjør det mulig for injektorlegemet å bli hurtig gjenoppfylt med en fullstendig ny prøve.
Det vises til fig. 4 hvor injektoren 40 i noen utførelsesformer innbefatter en ventil med ultralavt dødvolum som muliggjør levering av det valgte volumet, slik som en enkelt liten dråpe (f.eks. 10 nanoliter), uten at det er nødvendig for et kammer å slippe inn et større volum av fluidet enn det valgte volumet. En slik injektor reduserer eller eliminerer prøvens dødvolum (dvs. en andel av prøven som ikke brukes) og reduserer eller eliminerer følgelig behovet for utspyling av noen kamre mellom prøver.
Injektoren 40 innbefatter en ventil 60 som har én eller flere slisser eller passasjer 62 som er inngravert eller på annen måte plassert på overflaten av ventilen 60. Hver passasje 62 har et valgt volum svarende til det ønskede volumet av prøven. Hver passasje har f.eks. et volum på omkring 10 nanoliter. Med denne utformingen kan én enkelt liten dråpe injiseres inn i vakuumkammeret 44 uten noe overskytende fluidvolum som ellers ville måtte spyles bort før en ytterligere prøve blir tatt.
Ventilen innbefatter to kanaler som gjør det mulig for en prøve av fluidet å bli oppsamlet og overført til en analyseenhet. I én utførelsesform innbefatter ventilen 60 en første kanal i fluidkommunikasjon med oppsamlingskamre 32 og/eller innløps-kanalen 38 for å motta formasjonsfluidet, og en andre kanal i fluidkommunikasjon med vakuumkammeret 44.
I det minste en del av ventilen 60 er roterbar for å fjerne en prøve av fluidet fra innløpsledningen 38 og overføre prøven til vakuumkammeret 44.1 en første posisjon (posisjon A) er passasjen 62 posisjonert i fluidkommunikasjon med innløpsledningen 38. Når ventilen 60 blir rotert til en andre posisjon (posisjon B), inneholder passasjen 62 en prøve som har bare et ønsket volum av fluidet (f.eks. én eneste liten dråpe) og overfører prøven til en posisjon som er i fluidkommunikasjon med vakuumkammeret 44. Minst én andre passasje 62 er eventuelt posisjonert på ventilen 60 slik at når ventilen 60 er i den andre posisjonen, er den andre passasjen 62 posisjonert i fluidkommunikasjon med innløpsledningen 38 slik at fluid kan fortsette å strømme gjennom ventilen 60 uten særlig avbrudd.
I én utførelsesform innbefatter brønnhullsverktøyet 28 videre et filter 56 for å hindre innføring av stoffpartikler eller andre faststoffer fra å komme inn i injektoren 40.1 en annen utførelsesform er et annet filter 57 anbrakt mellom dysen 54 og analysekammeret 44. Et eksempel på et slikt filter innbefatter et porøst metallfilter. Et annet eksempel innbefatter et aktivt kullfilter som kan brukes mellom dysen 54 og analysekammeret 44 til å fange inn tunge bestanddeler i råolje, slik som asfaitener slik at de ikke kommer inn i gasskromatografen eller massespektrometeret i analyseenheten 46.
Injektoren 40 innbefatter fortrinnsvis en tilbakeslagsventil 58 eller en annen type enveisventil for å hindre fluid fra å strømme i injeksjonskammeret 52 mot ledningen 38. Tilbakeslagsventilen 58 kan være en hvilken som helst egnet enveisventil som er i stand til å motstå trykk fra injeksjonskammeret 52. Eksemplet på en slik enveisventil er en HPLC-tilbakeslagsventil fremstilt av Analytical Scientific Instruments, inc. (ASI). Slike tilbakeslagsventiler er i stand til å motstå trykk opptil 12.000 psi.
Én utførelsesform av ventilen 50 er en piezoelektrisk aktivert ventil slik som en piezoelektrisk aktivert nåleventil som er tilveiebrakt for å påføre hurtig og nøyaktig ventilaktivering. Ventilen 50 innbefatter et piezoelektrisk materiale slik som et antall små keramiske plater som utvider seg som reaksjon på påtrykning av en valgt spenning for å åpne ventilen. Slike piezoelektriske aktuatorer gjør det mulig for ventilen å bli åpnet i løpet av millisekunder og muliggjør meget små prøvestørrelser, slik som prøvestørrelser mindre enn én mikroliter å bli innført i injektoren 40 og deretter inn i vakuumkammeret 44.
Én utførelsesform av ventilen 50 innbefatter en piezo-aktuator og en valgfri servomekanisme slik som en treveis sen/oventil som er i stand til å slippe små mengder inn i injeksjonskammeret 52, slik som mengder mindre enn én mikroliter, samtidig som det opprettholdes en repeterbar injeksjonsmengde under høye trykk slik som 23.000 psi.
Et eksempel på en høytrykksventil er beskrevet i Rajesh Duggirala m.fl., "A Pyroelectric - Piezoelectric Valve for integrated Microfluidics", Son/cMEMS Laboratory, School of Electrical and Computer Engineering, The 12th International Conference on Solid State Sensors, Actuators and Microsystems, Boston, 8.-12. juni 2003, hvis beskrivelse herved i sin helhet inkorporeres ved referanse. Denne høytrykksventilen er en lavspennings og laveffekts mikroventil som kan aktiveres enten elektrisk ved hjelp av en invers piezoelektrisk effekt eller termisk ved hjelp av en pyroelektrisk effekt.
Et eksempel på en høytrykksventil er en høytrykksvæskekromografi-ventil (HPLC-ventil). Et annet eksempel på en høytrykksventil er den som er benyttet i det trykksatte væskeinjeksjonssystemet (PLIS) fra Transcendent Enterprises Incorporated of Alterta, Canada. PLIS-systemene er beskrevet i Luong m.fl., "Innovations in High-Pressure Liquid Injection Teehnique for Gas Chromotography: Pressurized Liquid Injection System", Journal of Chromatographic Science, vol. 41, november/desember 2003, hvis innhold herved i sin helhet inkorporeres ved referanse.
Andre eksempler på høytrykksventiler innbefatter de som benyttes i Ultra-ytende væskekromotografi (UPLC, Ultra performance liquid chromatography). UPLC er en teknikk for væskekromatografi som innbefatter trykk på opptil 15.000 psi. Injeksjonsventiler som benyttes i disse systemene, er følgelig bygd for trykk opptil 15.000 psi. Slike ventiler blir fremstilt av f.eks. CTC Analytics AG og JASCO Benelux
BV.
Et ytterligere eksempel på en høytrykks injeksjonsventil er beskrevet i Xiang m.fl., "Pseudolinear Gradient Ultrahigh-Pressure Liquid Chromatography Using and Injection Valve Assembly", Analytical Chemistry, 78 (3), 858-864, 2006, hvis innhold herved i sin helhet inkorporeres ved referanse. Denne injeksjonsventilen er nyttig i forbindelse med væskekromatografi under ultrahøye trykk (UHPLC), og kan operere ved trykk på opptil 30.000 psi. Denne ventilen innbefatter seks elektromagnetisk styrte miniatyrnåleventiler for å tilveiebringe volumer så små som flere titalls nanoliter.
Et annet eksempel på en egnet ventil er en "frys/tin"-ventil som blir benyttet for å regulere fluidstrømning ved hjelp av frysing eller tining av fluidet i en valgt del av en ledning. Frys/tin-ventilen muliggjør fluidregulering i små ledninger, og kan opereres i høytrykkssystemer. Slike ventiler kan f.eks. motstå trykkgradienter større enn 10.000 psi pr. millimeter. I en utførelsesform er frys/tin-ventilen innbefattende et metall eller et annet materiale som har et smeltepunkt høyere enn borehulls-temperaturen.
Fig. 5 illustrerer en fremgangsmåte 70 for å analysere bestanddeler i et fluid i et borehull i en grunnformasjon. Fremgangsmåten 70 blir brukt i forbindelse med brønnhullsverktøyet 28 og styringsenheten 48 og/eller prosesseringsenheten 36 på overflaten, selv om fremgangsmåten 70 kan anvendes i forbindelse med en hvilken som helst passende kombinasjon av prosessorer og fluidforstøvningsanordninger. Fremgangsmåten 70 innbefatter ett eller flere trinn 71, 72, 73 og 74.1 én utførelses-form innbefatter fremgangsmåten 70 utførelse av alle trinnene 71-74 i den beskrevne rekkefølge. Visse trinn kan imidlertid utelates, trinn kan tilføyes, eller rekkefølgen av trinnene kan endres.
I det første trinn 71 blir formasjonsfluid trukket inn i innløpssonden 30 og inn i oppsamlingskammeret 32.1 en utførelsesform har formasjonsfluidet et trykk på minst omkring 8.000 psi.
I det andre trinn 72 blir en prøve av formasjonsfluidet trukket inn i injektoren ved å aktivere ventilen 50 og/eller ventilen 60.1 én utførelsesform blir ventilen 50 aktivert for å trekke et volum på omkring én mikroliter eller mindre inn i injektoren.
I det tredje trinn 73 blir fluidet forstøvet eller fordampet etterhvert som det passerer gjennom dysen 54 og kommer inn i vakuumkammeret 44, og den resulter-ende dampen blir eksponert for analyseenheten 46 som analyserer dampen for å detektere komponentene og relative konsentrasjoner av disse. I én utførelsesform blir fluidet mottatt ved hjelp av ventilen 60 og én enkelt liten dråpe blir overført til vakuumkammeret 44. Dette kan utføres via styringsenheten 48.1 en utførelsesform blir en passende vakuumpumpe anvendt for å redusere trykket i analysekammeret 44 etter at hver prøve er injisert og før den neste prøven blir injisert, for å redusere eller minimalisere kryssforurensning av prøver.
I det fjerde trinnet 74 blir data som representerer dampbestanddelene overført til prosesseringsenheten 36 på overflaten, en annen passende prosessor og/eller til en bruker.
Det vises til fig. 6 hvor det er tilveiebrakt et system 80 for å analysere fluidbestanddeler i et borehull i en grunnformasjon. Systemet 80 kan være innbefattet i en datamaskin 82 eller en annen behandlingsenhet som er i stand til å motta data fra brønnhullsverktøyet 28. Eksempler på komponenter i systemet 80 innbefatter uten noen begrensning, minst én prosessor, et lager, et minne, innmatingsanordninger, utmatingsanordninger og lignende. Ettersom disse komponentene er velkjente for fagkyndige på området, vil disse ikke bli beskrevet i detalj her.
Vanligvis blir endel av den lære som beskrives her, redusert til instruksjoner som kan lagres på maskinlesbare media. Instruksjonene blir implementert av datamaskinen 82 og leverer operasjoner med ønsket utfall.
Systemene og fremgangsmåtene som er beskrevet her, tilveiebringer forskjellige fordeler i forhold til tidligere kjente teknikker. Det måleverktøyet som er beskrevet her, er i stand til å forstøve eller fordampe en meget liten mengde av formasjonsfluid for nøyaktig å kunne analysere de komponentene som utgjør fluidet nede i hullet og i sann tid. Utformingen av verktøyet muliggjør bruk i et brønnhulls-miljø uten å ødelegge nøyaktigheten. I motsetning til teknikker som fremdeles benytter membraner som innløp, tilveiebringer det her beskrevne innløpet en brukbar prøvetakningsanordning for MS eller GC som har samme relative mengder av hver komponent som formasjonsfluidet. Dette er spesielt nyttig for enkelt å kunne identifisere de relative mengdene av flere gasser eller damper. I tillegg muliggjør måleverktøyet en repeterbar måte å samle inn en kjent mengde av prøven for å vurdere de absolutte såvel som de relative konsentrasjonene av hver komponent. I motsetning til en membran, behøver måleverktøyet som benytter et direkte prøveinjeksjonssystem, fortrinnsvis ikke å overføre noen komponenter av prøven i forhold til andre komponenter, slik at det ikke innføres en forvrengning i de relative konsentrasjonene som må kalibreres bort.
For å understøtte det som er beskrevet her, kan forskjellige analyser og/eller analytiske komponenter brukes, innbefattende digitale og/eller analoge systemer. Systemet kan ka komponenter slik som en prosessor, lagringsmedia, arbeidsminner, innmatingsanordninger, utmatingsanordninger, kommunikasjonsforbindelser (ledningsførte, trådløse, pulset slam, optiske eller andre), brukergrensesnitt, programvare, signalprosessorer (digitale eller analoge) og andre slike komponenter (slik som resistorer, kondensatorer, induktorer og andre) for å sørge for drift og analyse av de anordningene og fremgangsmåtene som er beskrevet her, på noen av flere måter som er velkjent på området. Det antas at denne læren kan, men ikke må, implementeres i forbindelse med et sett datamaskinutførbare instruksjoner lagret på et datamaskinlesbart medium, innbefattende minne (ROM, RAM), optiske anordninger (CD-ROM) eller magnetiske anordninger (plater, harddisker) eller en hvilken som helst annen type, som når de utføres får en datamaskin til å implementere fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse. Disse instruksjonene kan sørge for drift av utstyr, styring, datainnsamling og analyse og andre funksjoner som anses relevante for en systemdesigner, eier, bruker eller annet personell, i tillegg til de funksjonene som er beskrevet her.
Forskjellige andre komponenter kan videre innbefattes og påkalles for å tilveiebringe aspekter ved det som er beskrevet her. F.eks. kan en prøveledning, et prøvelager, et prøvekammer, et prøveutløp, en pumpe, et stempel, en kraftforsyning (f.eks. minst én av en generator, en fjerntliggende forsyning og et batteri), en vakuumforsyning, en trykkforsyning, en fiyseenhet (dvs. en kjøleenhet) eller forsyning, en oppvarmingskomponent, en drivkraft (slik som en translasjonskraft, en fremdriftskraft eller en rotasjonskraft), en magnet, en elektromagnet, en sensor, en elektrode, en sender, en mottaker, en kombinert sender/mottaker, en regulator, en optisk enhet, en elektrisk enhet eller en elektromagnetisk enhet kan være innbefattet for å understøtte de forskjellige aspektene som er diskutert her eller for å understøtte andre funksjoner ut over de som er beskrevet her.
En fagkyndig på området vil innse at forskjellige komponenter eller teknologier kan tilveiebringe visse nødvendige eller gunstige funksjonaliteter eller trekk. Disse funksjonene og trekkene som kan være nødvendige for å understøtte de vedføyde patentkravene og varianter av disse, er følgelig ment å være innbefattet som endel av den her beskrevne lære og som endel av den beskrevne oppfinnelsen.
Selv om oppfinnelsen er blitt beskrevet under henvisning til visse utførelses-eksempler, vil fagkyndige på området forstå at forskjellige endringer kan gjøres og ekvivalenter kan erstatte visse elementer uten å avvike fra oppfinnelsens ramme. I tillegg vil mange modifikasjoner være opplagte for fagkyndige på området for å tilpasse et spesielt instrument, en spesiell situasjon eller et spesielt materiale til den beskrevne oppfinnelsen uten å avvike fra dennes hovedomfang. Det er derfor ment at oppfinnelsen ikke skal begrenses til den spesielle utførelsesformen som er beskrevet som den best tenkte måte å utføre oppfinnelsen på, men at oppfinnelsen skal innbefatte alle utførelsesformer som faller innenfor rammen av de vedføyde patentkravene.
Claims (20)
1. Anordning for å ta en fluidprøve fra en grunnformasjon, hvor anordningen omfatter: (a) en innløpsåpning som kan anbringes i fluidkommunikasjon med fluidet i et borehull; (b) en injektor som innbefatter et injeksjonskammer i fluidkommunikasjon med innløpsåpningen, der injektoren er utformet for å motta en andel av fluidet i injeksjonskammeret og å definere fluidet mot en analyseenhet for å analysere materialbestanddelene i fluidet, der injeksjonskammeret har et volum som er minst overveiende lik et volum av andelen av fluidet; og (c) en høytrykksventil utformet for å slippe inn andelen av fluidet ved et borehullstrykk og frigjøre andelen av fluidet inn i injektoren, idet andelen har et volum som er mindre enn eller lik omkring én mikroliter.
2. Anordning ifølge krav 1, hvor trykket er minst 8.000 psi.
3. Anordning ifølge krav 1, hvor høytrykksventilen innbefatter en aktuator valgt fra minst én av: en piezoelektrisk aktuator, en elektromagnetisk aktuator og en trykkaktuator.
4. Anordning ifølge krav 1, hvor høytrykksventilen er en høytrykksvæske-kromatograf-ventil (HPLC-ventil).
5. Anordning ifølge krav 3, hvor høytrykksventilen er en nåleventil.
6. Anordning ifølge krav 1, videre omfattende analyseenheten innrettet for å motta fluidet og detektere materialbestanddelene i fluidet.
7. Anordning ifølge krav 6, hvor analyseenheten er valgt fra minst én av: et massespektrometer og en gasskromatograf.
8. Anordning ifølge krav 1, videre omfattende en enveisventil anordnet i injeksjonskammeret og utformet for å hindre en strømning av fluid mot innløpsåpningen.
9. Anordning ifølge krav 6, videre omfattende et filter anordnet mellom dysen og analyseenheten.
10. Anordning ifølge krav 1, hvor injektoren innbefatter et injeksjonskammer og en dyse i fluidkommunikasjon med innløpsåpningen, der dysen er utformet for å for-støve en del av fluidet og dirigere forstøvet fluid mot en analyseenhet for å analysere materialbestanddeler i det forstøvede fluidet.
11. System for å analysere bestanddeler i et fluid i et borehull i en grunnformasjon, hvor systemet omfatter: (a) en innløpsåpning i fluidkommunikasjon med fluidet i borehullet; (b) en injektor som innbefatter et injeksjonskammer i fluidkommunikasjon med innløpsåpningen, hvor injektoren er utformet for å motta en valgt andel av fluidet i injeksjonskammeret, der injeksjonskammeret har et volum som er minst overveiende lik et volum av andelen av fluidet; (c) en høytrykksventil i fluidkommunikasjon med injeksjonskammeret, hvor høytrykksventilen er utformet for å motstå et trykk på minst 10.000 psi og frigjøre den valgte andelen av fluidet inn i injektoren, hvor den valgte andelen har et volum som er mindre enn eller lik omkring én mikroliter; (d) et vakuumkammer i fluidkommunikasjon med dysen, hvor vakuumkammeret er i det minste delvis evakuert for gasser; og (e) en analyseenhet anordnet i vakuumkammeret, hvor analyseenheten er utformet for å motta fluidet og detektere materialbestanddeler i fluidet.
12. System ifølge krav 11, hvor høytrykksventilen innbefatter en aktuator valgt fra minst én av: en piezoelektrisk aktuator, en elektromagnetisk aktuator og en trykkaktuator.
13. System ifølge krav 11, videre omfattende et oppsamlingskammer i fluidkommunikasjon med innløpsåpningen.
14. System ifølge krav 11, videre omfattende en prosessor i operativ kommunikasjon med minst én av injeksjons- og analyseenheten, hvor prosessoren er utformet for å detektere materialbestanddelene i formasjonsfluidet.
15. System ifølge krav 11, hvor analyseenheten er valgt fra minst én av et massespektrometer og en gasskromatograf.
16. System ifølge krav 11, videre omfattende en enveisventil anordnet i injeksjonskammeret og utformet for å hindre en strømning av fluidet mot innløpsåpningen.
17. Fremgangsmåte for å analysere bestanddelene i et fluid i et borehull i en grunnformasjon, hvor fremgangsmåten omfatter: (a) å motta fluidet via en innløpsåpning fra borehullet; (b) å aktivere en ventil for å injisere en valgt andel av fluidet inn i et injektorkammer i en injektor, hvor den valgte andelen har et volum som er mindre enn eller lik omkring én mikroliter, der injektoren innbefatter injeksjonskammeret og en dyse i fluidkommunikasjon med innløpsåpningen, der injeksjonskammeret har et volum som er minst overveiende lik volumet til den valgte andelen av fluidet; (c) å føre den valgte andelen gjennom injektoren; og (d) å motta fluidet i et analysekammer og detektere materialbestanddeler i fluidet via en analyseenhet anordnet i analysekammeret.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 17, hvor den valgte andelen har et volum som er mindre enn eller lik omkring én mikroliter.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 17, hvor analysekammeret er et vakuumkammer som er i det minste delvis evakuert for gasser.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 17, hvor fremføring av den valgte andelen innbefatter å forstøve den valgte andelen.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/351,289 US8145429B2 (en) | 2009-01-09 | 2009-01-09 | System and method for sampling and analyzing downhole formation fluids |
| PCT/US2010/020022 WO2010080727A2 (en) | 2009-01-09 | 2010-01-04 | System and method for sampling and analyzing downhole formation fluids |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20111104A1 true NO20111104A1 (no) | 2011-09-15 |
Family
ID=42317096
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20111104A NO20111104A1 (no) | 2009-01-09 | 2011-08-08 | System og fremgangsmåte for nedihulls prøvetaking og analyse av formasjonsfluider |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8145429B2 (no) |
| BR (1) | BRPI1006172B1 (no) |
| GB (1) | GB2478499B (no) |
| NO (1) | NO20111104A1 (no) |
| WO (1) | WO2010080727A2 (no) |
Families Citing this family (44)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8250904B2 (en) * | 2007-12-20 | 2012-08-28 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-stage injector for fluid analysis |
| US7957903B1 (en) * | 2009-11-10 | 2011-06-07 | Selman and Associates, Ltd. | Gas trap for sampling fluid from a well |
| US7844400B1 (en) * | 2009-11-10 | 2010-11-30 | Selman and Associates, Ltd. | System for sampling fluid from a well with a gas trap |
| US8584519B2 (en) | 2010-07-19 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Communication through an enclosure of a line |
| WO2012011918A1 (en) * | 2010-07-23 | 2012-01-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for measuring linear displacment |
| US8463550B1 (en) | 2010-09-10 | 2013-06-11 | Selman and Associates, Ltd. | System for geosteering directional drilling apparatus |
| US8682586B1 (en) | 2013-01-17 | 2014-03-25 | Selman and Associates, Ltd. | System for creating a near real time surface log |
| US9528366B2 (en) | 2011-02-17 | 2016-12-27 | Selman and Associates, Ltd. | Method for near real time surface logging of a geothermal well, a hydrocarbon well, or a testing well using a mass spectrometer |
| US8463549B1 (en) | 2010-09-10 | 2013-06-11 | Selman and Associates, Ltd. | Method for geosteering directional drilling apparatus |
| US8614713B1 (en) | 2013-01-17 | 2013-12-24 | Selman and Associates, Ltd. | Computer implemented method to create a near real time well log |
| US9528367B2 (en) | 2011-02-17 | 2016-12-27 | Selman and Associates, Ltd. | System for near real time surface logging of a geothermal well, a hydrocarbon well, or a testing well using a mass spectrometer |
| US8701012B1 (en) | 2013-01-17 | 2014-04-15 | Selman and Associates, Ltd. | Computer readable medium for creating a near real time well log |
| US9528372B2 (en) | 2010-09-10 | 2016-12-27 | Selman and Associates, Ltd. | Method for near real time surface logging of a hydrocarbon or geothermal well using a mass spectrometer |
| US8615082B1 (en) * | 2011-01-27 | 2013-12-24 | Selman and Associates, Ltd. | System for real-time streaming of well logging data with self-aligning satellites |
| US8775087B1 (en) | 2011-02-17 | 2014-07-08 | Selman and Associates, Ltd. | System for acquiring and displaying in near real time gas analysis, well data collection, and other well logging data |
| US8775088B1 (en) | 2011-02-17 | 2014-07-08 | Selman and Associates, Ltd. | Method for acquiring and displaying in near real time gas analysis, well data collection, and other well logging data |
| US8615364B1 (en) | 2011-02-17 | 2013-12-24 | Selman and Associates, Ltd. | Computer readable medium for acquiring and displaying in near real time gas analysis, well data collection, and other well logging data |
| EP2574722A1 (en) * | 2011-09-28 | 2013-04-03 | Welltec A/S | A downhole sampling tool |
| US9244047B2 (en) * | 2012-04-17 | 2016-01-26 | Selman and Associates, Ltd. | Method for continuous gas analysis |
| US9441430B2 (en) | 2012-04-17 | 2016-09-13 | Selman and Associates, Ltd. | Drilling rig with continuous gas analysis |
| US9442218B2 (en) | 2012-04-17 | 2016-09-13 | Selman and Associates, Ltd. | Gas trap with gas analyzer system for continuous gas analysis |
| US9010421B2 (en) * | 2012-06-15 | 2015-04-21 | Schlumberger Technology Corporation | Flowpath identification and characterization |
| US9823373B2 (en) | 2012-11-08 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic telemetry with distributed acoustic sensing system |
| US9625610B1 (en) | 2013-01-17 | 2017-04-18 | Selman and Associates, Ltd. | System for creating a near real time surface log |
| US9599742B1 (en) | 2013-01-17 | 2017-03-21 | Selman and Associates, Ltd | System for creating a near real time surface log |
| US9598949B1 (en) | 2013-01-17 | 2017-03-21 | Selman and Associates, Ltd | System for creating a near real time surface log |
| US9804076B2 (en) * | 2013-03-13 | 2017-10-31 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Use of detection techniques for contaminant and corrosion control in industrial processes |
| GB2531447B (en) | 2013-08-22 | 2020-03-25 | Halliburton Energy Services Inc | On-site mass spectrometry for liquid and extracted gas analysis of drilling fluids |
| US9745848B2 (en) | 2013-08-22 | 2017-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid analysis using time-of-flight mass spectrometry |
| US10570731B2 (en) | 2013-10-03 | 2020-02-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Solvent extraction and analysis of formation fluids from formation solids at a well site |
| US9891206B2 (en) * | 2014-01-10 | 2018-02-13 | Schlumberger Technology Corporation | Back titration methods for scaling cations and downhole tools for performing such methods |
| US11802480B2 (en) | 2014-04-15 | 2023-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determination of downhole conditions using circulated non-formation gasses |
| RU2602249C1 (ru) * | 2015-10-20 | 2016-11-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения характеристик газонефтяной переходной зоны в необсаженной скважине |
| NL2017006B1 (en) * | 2016-06-20 | 2018-01-04 | Fugro N V | a method, a system, and a computer program product for determining soil properties |
| US9932825B1 (en) | 2016-10-05 | 2018-04-03 | Schlumberger Technology Corporation | Gas chromatograph mass spectrometer for downhole applications |
| US10253624B2 (en) | 2016-10-05 | 2019-04-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of applications for a mass spectrometer in combination with a gas chromatograph |
| CN108166974B (zh) * | 2016-12-06 | 2022-02-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 与射孔联作的测试取样一体化的装置 |
| EP3565953A4 (en) * | 2017-01-05 | 2020-08-05 | General Electric Company | SYSTEM AND METHOD FOR DETECTION OF HYDROCARBONS IN AN UNDERGROUND ROCKY FORMATION |
| US11573220B2 (en) | 2018-12-31 | 2023-02-07 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Cataluminescence for downhole fluid analysis |
| NO20221088A1 (no) * | 2020-03-24 | 2022-10-11 | ||
| CN112268751B (zh) * | 2020-10-21 | 2024-01-19 | 朱红璋 | 石油开采样本油层取样设备 |
| US11712758B2 (en) * | 2020-10-23 | 2023-08-01 | Ford Global Technologies, Llc | Automated inspection and verification of electric motor weld quality |
| US20240068366A1 (en) * | 2022-07-13 | 2024-02-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Large Count Microsampler |
| US20250067719A1 (en) * | 2023-08-23 | 2025-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gas Chromatography for Liquid Phase Light Hydrocarbon Detection |
Family Cites Families (31)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2218155A (en) * | 1940-01-17 | 1940-10-15 | Gulf Research Development Co | Formation tester |
| US3033286A (en) * | 1959-08-12 | 1962-05-08 | Pan American Petroleum Corp | Testing earth formations |
| US3456504A (en) * | 1966-11-07 | 1969-07-22 | Exxon Production Research Co | Sampling method |
| US3611799A (en) * | 1969-10-01 | 1971-10-12 | Dresser Ind | Multiple chamber earth formation fluid sampler |
| US3951046A (en) | 1974-05-10 | 1976-04-20 | General Motors Corporation | Push rod and tappet assembly |
| DE3521529A1 (de) | 1985-06-15 | 1987-01-02 | Harald Dipl Chem Dr Berndt | Vorrichtung zum zerstaeuben von probenfluessigkeit fuer spektroskopische zwecke |
| US4739654A (en) | 1986-10-08 | 1988-04-26 | Conoco Inc. | Method and apparatus for downhole chromatography |
| US5540280A (en) * | 1994-08-15 | 1996-07-30 | Halliburton Company | Early evaluation system |
| US5554020A (en) | 1994-10-07 | 1996-09-10 | Ford Motor Company | Solid lubricant coating for fluid pump or compressor |
| DE69636665T2 (de) * | 1995-12-26 | 2007-10-04 | Halliburton Co., Dallas | Vorrichtung und Verfahren zur Frühbewertung und Unterhalt einer Bohrung |
| DE19820626C2 (de) * | 1998-05-08 | 2000-09-07 | Deutsch Zentr Luft & Raumfahrt | Verfahren und Vorrichtung zum Nachweis von Probenmolekülen |
| US6330913B1 (en) * | 1999-04-22 | 2001-12-18 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for testing a well |
| US6212948B1 (en) * | 1999-06-28 | 2001-04-10 | Donald W. Ekdahl | Apparatus and method to obtain representative samples of oil well production |
| FR2799790B1 (fr) | 1999-09-24 | 2001-11-23 | Inst Francais Du Petrole | Methode et systeme d'extraction, d'analyse et de mesure sur des constituants transportes par un fluide de forage |
| US6575719B2 (en) | 2000-07-27 | 2003-06-10 | David B. Manner | Planetary rotary machine using apertures, volutes and continuous carbon fiber reinforced peek seals |
| DE10050238A1 (de) * | 2000-10-11 | 2002-04-25 | Bosch Gmbh Robert | Magnetventilbetätigtes Steuermodul zur Fluidkontrolle bei Einspritzsystemen |
| DE10250917B3 (de) * | 2002-10-31 | 2004-06-03 | Siemens Ag | Verfahren zum Betrieb eines Einspritzventils mit einem piezoelektrischen Aktor sowie Steuergerät |
| US7140436B2 (en) * | 2003-04-29 | 2006-11-28 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for controlling the pressure of fluid within a sample chamber |
| JP2007529745A (ja) | 2004-03-17 | 2007-10-25 | ベイカー ヒューズ インコーポレイテッド | 油層流体の性質を特定するための孔内流体の分析方法及び装置 |
| US7204264B2 (en) | 2004-04-21 | 2007-04-17 | Waters Investments Ltd. | High pressure capillary micro-fluidic valve device and a method of fabricating same |
| US7488159B2 (en) | 2004-06-25 | 2009-02-10 | Air Products And Chemicals, Inc. | Zero-clearance ultra-high-pressure gas compressor |
| US7565835B2 (en) * | 2004-11-17 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for balanced pressure sampling |
| EP2292895A3 (en) | 2007-08-23 | 2011-05-04 | Services Pétroliers Schlumberger | A device and method for analyzing light chemical compounds |
| US8028562B2 (en) * | 2007-12-17 | 2011-10-04 | Schlumberger Technology Corporation | High pressure and high temperature chromatography |
| US8082780B2 (en) * | 2008-08-28 | 2011-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for decreasing a density of a downhole fluid |
| US8191416B2 (en) * | 2008-11-24 | 2012-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Instrumented formation tester for injecting and monitoring of fluids |
| US8899107B2 (en) * | 2009-03-11 | 2014-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole determination of asphaltene content |
| WO2010123566A1 (en) * | 2009-04-22 | 2010-10-28 | Lxdata Inc. | Pressure sensor arrangement using an optical fiber and methodologies for performing an analysis of a subterranean formation |
| US20110130966A1 (en) * | 2009-12-01 | 2011-06-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method for well testing |
| US8347693B2 (en) * | 2010-08-26 | 2013-01-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods for continuous compatibility testing of subterranean fluids and their compositions under wellbore conditions |
| US9546959B2 (en) * | 2011-09-16 | 2017-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for measurement of reservoir fluid properties |
-
2009
- 2009-01-09 US US12/351,289 patent/US8145429B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2010
- 2010-01-04 GB GB1111913.8A patent/GB2478499B/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-01-04 BR BRPI1006172A patent/BRPI1006172B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2010-01-04 WO PCT/US2010/020022 patent/WO2010080727A2/en not_active Ceased
-
2011
- 2011-08-08 NO NO20111104A patent/NO20111104A1/no not_active Application Discontinuation
-
2012
- 2012-01-25 US US13/357,753 patent/US8955375B2/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BRPI1006172A2 (pt) | 2016-02-23 |
| WO2010080727A3 (en) | 2010-10-14 |
| GB201111913D0 (en) | 2011-08-24 |
| US8145429B2 (en) | 2012-03-27 |
| BRPI1006172B1 (pt) | 2019-08-13 |
| GB2478499B (en) | 2013-01-23 |
| GB2478499A (en) | 2011-09-07 |
| US8955375B2 (en) | 2015-02-17 |
| US20100175467A1 (en) | 2010-07-15 |
| US20120118040A1 (en) | 2012-05-17 |
| WO2010080727A2 (en) | 2010-07-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO20111104A1 (no) | System og fremgangsmåte for nedihulls prøvetaking og analyse av formasjonsfluider | |
| US8146415B2 (en) | Downhole gas chromatograph | |
| US7581435B2 (en) | Method and apparatus for acquiring physical properties of fluid samples at high temperatures and pressures | |
| US6443001B1 (en) | Method and system for extracting, analyzing and measuring constituents transported by a bore fluid | |
| US8245572B2 (en) | System and method for analysis of well fluid samples | |
| CN101078348B (zh) | 单相流体采样装置及其使用方法 | |
| US7458252B2 (en) | Fluid analysis method and apparatus | |
| US7472589B2 (en) | Single phase fluid sampling apparatus and method for use of same | |
| US8797517B2 (en) | PVT analysis of pressurized fluids | |
| AU755739B2 (en) | Sample chamber with dead volume flushing | |
| US7668688B2 (en) | System, program product, and related methods for estimating and managing crude gravity in real-time | |
| US20040055400A1 (en) | Single phase sampling apparatus and method | |
| US20080257413A1 (en) | System, Program Product, and Related Methods for Global Targeting of Process Utilities Under Varying Conditions | |
| NO823378L (no) | Apparat for testing av jordformasjoner. | |
| US11015446B2 (en) | Flushing microfluidic sensor systems | |
| US8109158B2 (en) | Sampling apparatus | |
| US20170175522A1 (en) | Flushing microfluidic sensor systems | |
| NO20141190A1 (no) | Apparat og framgangsmåte for å tilveiebringe en fluidprøve i en brønn | |
| EP2028341B1 (en) | A device and method for analyzing light chemical compounds | |
| US20150315908A1 (en) | Device for sampling fluid under pressure for geological site development monitoring | |
| US20170058670A1 (en) | Liquid sampling container with internal mixer | |
| US20200182750A1 (en) | Apparatus and methods for fluid transportation vessels | |
| US20140033816A1 (en) | Multi-Phase Region Analysis Method And Apparatus | |
| SU900156A1 (ru) | Пробоотборник | |
| Sullivan et al. | A fast technique to measure the dewpoint pressure of a retrograde condensate gas using a microfluidic volume |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: BAKER HUGHES, US |
|
| FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |