NO343332B1 - Fremgangsmåte for nedihulls fluidanalyse - Google Patents

Abstract

Et nedihulls fluidanalyseverktøy som er i stand til fluidanalyse under produksjonslogging, som inkluderer en faseseparator og en flerhet av sensorer for å gjennomføre analyse på de fluider som er samlet inn ved en undergrunnslokalisering i etborehull.

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører hydrokarbonproduksjon og mer bestemt sanntids analyse av nedihulls fluider i produksjon for produksjonslogging.

Som her brukt betyr ”fluidkommunikasjon” eller ”i fluidkommunikasjon” konfigurert til å sende eller motta fluider til eller fra.

Schlumberger, rettsetterfølgeren for den foreliggende søknad, har nylig introdusert nedihulls fluidanalyse (Downhole Fluid Analysis, DFA) til petroleumsindustrien. De første kommersielle tjenester for DFA er LFA (Live Fluid Analyzer (analysator for gassholdig fluid)) og CFA (Compositional Fluid Analyser (analysator for fluidkomposisjon)). DFA tilveiebringer identifikasjon av fluidvariasjoner i sanntid under åpenhulls vaierledningslogging, hvilket muliggjør effektiv fluidkarakterisering og korresponderende optimering av prøveinnsamling. DFA har bidratt til det funn at hydrokarboner ofte har sammensetningsmessig variasjon, og ikke er homogent fordelt i formasjonen, som det ofte har blitt antatt.

Et kjent problem innen petroleumsindustrien er identifikasjon av seksjoner. For det inneværende er rutinen og standard industripraksis for å identifisere seksjoner å etablere trykkommunikasjon. Mangelen på trykkommunikasjon identifiserer separate seksjoner. Trykklikevekten i geologisk tid etablerer imidlertid ikke strømningskommunikasjon i produksjonstid. Spesifikt kan den manglende overensstemmelse være ca 9 størrelsesordner, hvilket er en vesentlig årsak til at seksjonsidentifikasjon er ett av de største problemer innen industrien i dag.

Ved bruk av DFA har det blitt funnet at forskjellige seksjoner ofte inneholder forskjellige hydrokarboner. Faktisk kan geovitenskapelige argumenter være avansert predikering av rutineobservasjonen av hydrokarbontetthets inversjoner i forskjellige seksjoner. Det er for eksempel kjent at termogen gass generelt er dyp, mens tung olje generelt er grunn. Ved bruk av DFA har det blitt kjent at storskala tetthetsinversjonen kan gå over avstander som er så små som 1,83 m.

For det inneværende gjennomføres DFA på åpenhulls og fôrede hullprøvetakingsverktøy som danner en tetning rundt en seksjon av borehullets vegg, eller rundt det fôringsrør som inneholder ett eller flere hull. Fluider som for det inneværende befinner seg i formasjonen blir således brakt inn i det indre av analyseverktøyet, hvor DFA gjennomføres. Som et resultat av dette er målinger begrenset til stasjonsmålinger.

Det er svært ønskelig å gjennomføre DFA på en kontinuerlig måte i produserende brønner av i det minste de følgende årsaker.

Det er kjent at gravitasjon, termiske gradienter, biologisk nedbrytning, vannavdrivning, utette tetninger, sanntids belastning, gjentatt belastning og fluidinjeksjon med blandbart sveip alle bidrar til variasjon av sammensetningen. Det er også kjent at gravitasjon og termiske gradienter beveger en søyle mot likevekt. Modellering er imidlertid fullstendig upålitelig for faktorer som beveger hydrokarbonene mot ulikevekt. Optimal produksjon forlanger følgelig omfattende datainnsamling. Det vil si at romlig variasjon av hydrokarboner i reservoaret dikterer tidsavhengige hydrokarbonegenskaper i produksjon, hvilket kan ha betydelige implikasjoner ved produksjonsoptimering. For eksempel vil GOR for produserte fluider variere under produksjon. Hvis GOR øker på grunn av drenering av høyere GOR-volumer, eller på grunn av gjennombrudd av (blandbar) gassinjeksjon, så kan gasshåndteringskapasitetene til eksisterende fasiliteter overstiges. Produksjon, og således oljestrømningsmengde, må derfor reduseres. Dessuten, fordi gass ofte blir reinjisert, ville det være ønskelig å identifisere hvilke soner som produserer fluider med høy gassandel. Gass kan selvsagt være oppløst nede i hullet. Reduksjon av produksjon fra disse soner vil muliggjøre økt oljestrøm.

I tillegg er produksjon rundt faseoverganger komplisert. For eksempel for retrograd duggfelt, kan det være optimalt å produsere under duggpunktet, med ledsagende gassreinjeksjon for effektivt å blåse formasjonene tørre. Det ville således være svært ønskelig å måle kondensat-gass-forholdet som en funksjon av dybde i formasjonen.

Det er også kjent at produksjonen av tørr gass ville bety at gass simpelthen blir sirkulert, hvilket viser at produksjonen bør avsluttes. Bruk av N2 som et trykkopprettholdelsesfluid (som det gjøres i store felt i Mexico) forlanger deteksjon av oppløst N2 for å forstå reservoardynamikk. Dessuten, CO2-produksjon sammenholdt med CH4-produksjon kan variere betydelig sone for sone, og kan forandres over tid. H2S-produksjon er svært variabel romlig og tidsmessig fra forskjellige soner. Det er essensielt at den resulterende H2S-konsentrasjon på overflaten ikke overstiger spesifikasjoner for eksisterende fasiliteter. Identifikasjon og produksjonsreduksjon i krenkede soner er således kritisk for optimal produksjon.

Akvifer drift koplet med vanninjeksjon blir rutinemessig utført innen industrien. Det er en svært viktig problemstilling som er forbundet med akvifer konnektivitet. Det er åpenbart at vanninjeksjonsbrønner må være rettet mot de passende vannsoner for effektiv sveiping. Bestemmelse av vannsone konnektivitet kan gjennomføres med vannanalyse. For eksempel er pH en følsom avgjørende faktor for å skjelne vann. pH kan ikke måles korrekt i laboratoriet for oljefeltvann, hvilket skyldes laboratoriekrav til lavt trykk og temperatur. Måling av pH nede i hullet er således en utmerket metode til å finne vannsone konnektivitet.

I tillegg til å måle sammensetningsinformasjon, kan man forestille seg oppfanging av en prøve og modifisering av den for å måle et overgangstrykk (eller temperatur). For eksempel kan en prøve av lett olje overføres til en celle hvor trykket kan justeres, hvilket tillater overvåking av duggpunktet. Informasjon som er relatert til duggpunktet er viktig, fordi at hvis produksjonstrykket for et fluid er satt feil, kan duggpunktet synke ned i formasjonen. Gitt at gass har en høyere mobilitet og således strømmer preferensielt, vil måling av duggpunktstrykket i produksjonslogging (PL) hjelpe til med å styre produksjonsparametere, så som de passende produksjonstrykk.

Måling av asfalten-inntredelsestrykk kan også være viktig. Spesifikt kan det være viktig å justere trykk for å styre den fysiske lokalisering av asfalten-flokkulasjon, for, for eksempel å unngå asfalten-flokkulasjon i formasjonen. For dette formål vil optimalt trykkvalg assistert av den korrekte og nøyaktige informasjon som er fremskaffet under produksjonslogging tillate bedre produksjon uten faseoppførselsproblemer, så vel som tilføyelse av behandlingskjemikalier når det er nødvendig, hvilket er langt mer virksomt hvis det er lukket inne i borehullet.

Det er ønskelig å ha et produksjonsloggings (PL)-verktøy som inkluderer sensorer for å måle fysiske og kjemiske egenskaper til formasjonsfluider i sanntid under loggekjøringen.

GB 2417913 A vedrører en metode for fluidseparasjon som omfatter å separere en flerfaseblanding med en porøs membran i en mikrofluidanordning.

I praksis blir produksjonsfluider utvunnet fra forskjellige drivverdige soner, og avhengig av betingelser for trykk og temperatur kan produksjonsfluidene være flerfase, det vil si vann, olje og gass. Fluidbetingelser i produserende miljøer er derfor mye mer komplekse enn i letefasen med undersøkelse og utbygging av oljefeltet.

Det er kjent at selv om enkelte sensorteknologier kan brukes i både olje og vann (eksempelvis viskositetssensorer eller tetthetssensorer), er andre fluidfølsomme og kan måle enten en vannbasert parameter eller en oljebasert parameter. Enn videre kan målekvaliteten, eller i det verste tilfelle fysisk integritet til en sensor, forringes av kontakt med feil fluidfase. I tillegg, hvis størrelsen av en masse som inneholder en enkelt fase er mindre enn størrelsen av sensoren, kan sensoren foreta unøyaktige målinger. Særlig, hvis sensorstørrelsen er større enn dråpestørrelsen eller hvis sensortidskonstanten er langsommere enn hastigheten til fluidfasehastigheten, så kan feilaktig tolking lett være en følge av dette.

Sensorene er ofte ikke i stand til å skjelne om hvorvidt flere faser blir målt samtidig, hvilket øker usikkerheten. Små dråper kan lett forekomme hvis et fluid er injisert i et forskjellig fluid ved høy hastighet. For eksempel, hvis oljeinjeksjonsperforeringer er lokalisert i en stående vannsøyle, så kan en kolloidal suspensjon være resultatet. Dette er et kjent problem med eksisterende fasedeteksjonssensorer. Som et resultat av dette, kan fluider som inneholder to eller flere blandbare faser, være vanskelige å analysere i nedihulls miljøer.

For det inneværende er DFA begrenset til stasjonsmålinger.

I henhold til den foreliggende oppfinnelse gjennomføres DFA kontinuerlig under produksjonen fra en brønn.

Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for nedihullsfluidanalyse ifølge krav 1.

Særlige utførelsesformer av oppfinnelsen er angitt i kravene 2-4.

En fluidfaseseparator anvendes til å levere prøver av et én-fase fluid som er egnet til sensorbruk.

Et nedihulls fluidanalyseverktøy er beskrevet som inkluderer en faseseparator som er konfigurert til nedihulls operasjon, med et faseseparasjonskammer for å motta nedihulls fluider som inneholder minst to faser, og minst to utgangsporter i fluidkommunikasjon med kammeret, hver for utløp av en respektiv fase, og en nedihulls fluidanalysemodul i fluidkommunikasjon med utgangsportene, og som er konfigurert til nedihulls operasjon, som inkluderer en flerhet av sensorer for karakterisering av egenskaper til fasene.

I en utførelse er faseseparatoren en gravitasjonsfaseseparator som inkluderer et faseutvinningsrør som befinner seg inne i faseseparasjonskammeret, og som har en flerhet av perforeringer som er i fluidkommunikasjon med separasjonskammeret. For midlertidig å lagre separert fase, inkluderer separasjonskammeret et første rom for å motta en første fase og et annet rom for å motta en annen fase, hvor det første av de minst to utgangsporter er i direkte fluidkommunikasjon med det første rom og det annet av de minst to utgangsporter er i direkte fluidkommunikasjon med det annet rom. Faseseparasjonskammeret kan videre inkludere en inntaksport i fluidkommunikasjon med et innløpsrør. I en utførelse kan verktøyet inkludere en inntrekkbar arm som er koplet til innløpsrøret for posisjonering av innløpsrøret inne i borehullet.

Et verktøy kan videre inkludere minst én fluidkondisjoneringsinnretning posisjonert til å motta en valgt fase før sensorene, og minst én injektor som er posisjonert til å motta en valgt fase før sensorene.

Nedihullsfluidanalysemodulen i et verktøy kan videre inkludere minst ett kammer anordnet til å motta en valgt fase etter sensorene, og en forkastingsport anordnet til å motta og forkaste en valgt fase etter sensorene.

En fremgangsmåte er beskrevet som således inkluderer mottaking av et nedihulls fluid som inkluderer minst to blandbare faser, så som en vannholdig fase og en hydrokarbonholdig fase, i et borehull ved en undergrunnslokalisering, separering av en fase fra en annen fase for å fremskaffe to separerte faser i borehullet ved undergrunnslokalisering, velging av en av de separert faser i borehullet ved undergrunnslokalisering, og gjennomføring av fluidanalyse på de valgte separerte faser i borehullet ved undergrunnslokalisering.

I den foretrukne utførelse brukes gravitasjon til å separere fasene.

I henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, blir behandling, så som faseseparasjon, gjennomført for å fremskaffe separerte faser som hver har en massestørrelse som ikke er mindre enn en sensorstørrelse, hvorved mer nøyaktige avlesinger kan oppnås.

I henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, og på grunn av den relativt hurtige hastighet til nedihulls fluider som passerer sensorene, eksempelvis 1 meter per sekund, er sensorer konfigurert for hurtig analyse, for eksempel en hastighet som overstiger 1 kHz.

Andre trekk og fordeler ved den foreliggende oppfinnelse vil fremgå klart av den følgende beskrivelse av oppfinnelsen, som viser til de ledsagende tegninger.

Kort beskrivelse av tegningene

Figur 1 illustrerer et blokkdiagram som representerer en fremgangsmåte i henhold til en utførelse av den foreliggende oppfinnelse.

Figur 2 illustrerer et blokkdiagram som representerer en fremgangsmåte i henhold til en annen utførelse av den foreliggende oppfinnelse.

Figur 3 viser skjematisk en utførelse av et verktøy.

Figur 4 viser skjematisk et gravitasjonsfase separasjonskammer i en utførelse av et verktøy.

Figur 5 viser skjematisk en utførelse av en nedihulls fluidanalysemodul for produksjonslogging brukt i et verktøy.

For å gjøre nedihulls fluidanalysemodul (downhole fluid analysis module, DFAM) i stand til mer nøyaktig å måle egenskapene til nedihulls fluider under produksjonslogging, blir nedihulls fluidprøver (det vil si formasjonsfluider i borehullet ved undergrunnslokaliseringen) samlet inn i borehullet ved en undergrunnslokalisering under produksjonslogging, og behandles for analyse ved undergrunnslokaliseringen.

I henhold til et aspekt av den foreliggende oppfinnelse blir prøven av nedihulls fluider som er samlet inn på denne måte, som inkluderer minst to ublandbare faser (eksempelvis en vannholdig fase og en hydrokarbonholdig fase) utsatt for faseseparasjon for å fremskaffe separerte faser for analyse. Således, i henhold til ett aspekt av den foreliggende oppfinnelse unngås mating av faser til DFAMen som har massestørrelser som er mindre enn størrelsen av sensorene i DFAMen, hvilket tillater en mer nøyaktig måling av egenskapene til fluidene i borehullet ved undergrunnslokaliseringen.

Det vises til figur 1, hvor en fremgangsmåte i henhold til den foreliggende oppfinnelse inkluderer inntak (eller innsamling) 10 av en prøve av nedihulls fluider, faseutvinning 12, avføling 14 og oppfanging 16 av prøven, eller forkasting av prøven, alt utført i borehullet ved en undergrunnslokalisering. Inntak 10 involverer innsamling av en prøve av nedihulls fluider under produksjonslogging, hvilket krever at prøven tas fra borehullet ved en undergrunnslokalisering. Faseutvinning 12 involverer separering av de forskjellige faser av prøven og deretter å velge å ta en av de utseparerte faser for analyse ved undergrunnslokaliseringen. Avføling 14 involverer analyse av de valgte og tatte utvunnede faser ved hjelp av forskjellige nedihulls fluidegenskapssensorer, og oppfanging 16 eller forkasting 18 av prøven ved undergrunnslokaliseringen, hvilket kan skje etter at avfølingsprosedyrer 14 har blitt fullført.

Det vises nå til figur 2, hvor like talltegn identifiserer like trekk, i den foretrukne utførelse av den foreliggende oppfinnelse, idet den utvunnede fasen kan utsettes for videre behandling før avføling 14. Således kan den utvunnede fasen valgfritt utsettes for fluidinjeksjon 20 eller lignende for å forandre en egenskap ved denne før avføling 14, og/eller utsettes for kondisjonering 22 for å forandre en fysisk karakteristikk for denne før avføling 14. Merk at det ikke er nødvendig at fluidinjeksjon 20 kommer foran kondisjonering 22, hvis begge brukes. Snarere kan kondisjonering 22 komme foran fluidinjeksjon 20. Dessuten bør det tas ad notam at i et verktøy som er i stand til fluidinjeksjon 20 eller kondisjonering 22 vil det ikke være nødvendig å gjennomføre begge deler.

Figur 3 viser skjematisk en utførelse av et verktøy 24 som er i stand til nedihulls fluidanalyse under produksjonslogging i henhold til en utførelse av den foreliggende oppfinnelse. Verktøyet 24 inkluderer en DFAM 26, en gravitasjonsfaseseparator 28 i fluidkommunikasjon med DFAM 26, og et fleksibelt inntaksrør 30 i fluidkommunikasjon med gravitasjonsfaseseparatoren 28, som alle bæres av en ramme 41 av verktøyet 24. I praksis er verktøyet 24 opphengt fra en vaierledning og senket inn i borehullet. Vaierledningen kan inkludere innløps/utløps kommunikasjonsledninger så vel som effektledninger som er koplet til sensorene og andre innretninger i verktøyet 24. Kommunikasjonsledningene kan brukes til å samle informasjon fra sensorene for overflateanalyse, eller sende signaler for å styre operasjonen av innretninger i verktøyet 24. Effektledninger brukes til å tilføre effekt til innretningen i verktøyet 24.

Innløpsrøret 30 inkluderer et sugeinnløp 32 som er posisjonert i løpet for forflytting av nedihulls fluid 34 i borehullet 36, for å samle inn nedihulls fluider. Innløpsrøret 30 er fortrinnsvis mekanisk koplet til en reposisjoneringsarm 40 av en inntrekkbar armsammenstilling 38. Reposisjoneringsarmen 40 er dreibart koplet til et parti av en ramme 41 av verktøyet 24 ved en ende derav ved bruk av en dreietapp 39, og er dreibart koplet til en ende av en overføringsarm 42 av sammenstillingen 38 ved bruk av en dreietapp 43. Overføringsarmen 42 er ved en annen ende derav dreibart koplet til en ende av en bevegelsesarm 44 ved bruk av en dreietapp 45. Bevegelsesarmen 44 inkluderer en forskyvbar tapp 47 ved en annen ende derav, som er forskyvbart mottatt i et korresponderende spor 46 i rammen 41 av verktøyet 24. Sporet 46 er fortrinnsvis en vertikalt orientert rett kanal som ligger langs en felles linje som krysser senteret av tappen 39. Den vertikale forskyvning av den forskyvbare tapp 47 (det vil si parallelt til lengdeaksen i borehullet 36) i sporet 46, vil således forårsake den horisontale bevegelse av transmisjonsarmen 42, hvilket gjør det mulig å justere posisjonen til sugeinnløpet 32 i borehullet 36).

Det nedihulls fluid som kommer inn i innløpsrøret 30 mottas på innsiden av gravitasjonsfaseseparatoren 28, og utsettes for faseseparasjon. Deretter mottar DFAM 26 selektivt en av de separerte faser for å gjennomføre nedihulls fluidanalyse deri.

Faseseparatoren 28 er fortrinnsvis designet til tofase separasjon av to fluidfaser A og B som har en tetthetskontrast. For eksempel kan fase A ha en tetthet som er mindre enn fase B. Således, på grunn av gravitasjonen, vil fase A stige over (nærmere overflaten og lenger fra bunnen av borehullet) fase B i beholderen. Et eksempel på fase B vil være en vannholdig fase, og et eksempel på fase A vil være en hydrokarbonholdig fase, så som råolje.

Med henvisning til figur 4, faseseparatoren 28, som er konfigurert til å operere i det høye trykk og temperatur i et nedihulls driftsmiljø, inkluderer fortrinnsvis et faseseparasjonskammer 50, som er i fluidkommunikasjon med innløpsrøret 30 gjennom en inntaksport 52. Innløpsporten 52 er fortrinnsvis en fleksibel kopling som i en ende derav er koplet til en ende av innløpsrøret 30, og ved en annen ende derav til en åpen ende av faseutvinningsrøret 54.

Faseutvinningsrøret 54 strekker seg fortrinnsvis fra utsiden av basisen 56 i kammeret 50 gjennom den øvre ende 58 av kammeret 50. Faseutvinningsrøret 54 inkluderer en flerhet av perforeringer 60 som er anordnet med innbyrdes avstand, parallelt med lengdeaksen og fortrinnsvis på en felles side av denne. Nedihulls fluid som inneholder minst to ublandbare fluidfaser A, B som transporteres gjennom røret 30, inntaksporten 52 og gjennom utvinningsrøret 54, mates inn i kammeret 50 gjennom perforeringen 60. Merk at utvinningsrøret 54 fortrinnsvis er posisjonert slik at perforeringer 60 er i midtpartiet av kammeret 50.

Kammeret 50 inkluderer et første rom 62, som er i umiddelbar nærhet av basisen 56 (nærmere bunnen av borehullet) derav, og et annet rom 64, som er i umiddelbar nærhet av den øvre ende 58 (nærmere overflaten) derav. Fase B, som for eksempel betegnes det tettere fluid, samles således i umiddelbar nærhet av basisen 56 i det første rom 62, og fase A, som for eksempel er det mindre tette fluid, samles over fase B og inne i det i det minste et parti av rommet 64 i kammeret 50. Kammeret 50 inkluderer en første utgangsport 66 (som kan være et rør) som strekker seg gjennom toppen 58 og som når det første rom 62, og en annen utgangsport 68 (som også kan være et rør) som strekker seg gjennom toppen 58 og kun inn i det annet rom 64. I operasjon er således den første utgangsport 66 i direkte fluidkommunikasjon med det første rom 62, men i det hele tatt ikke i fluidkommunikasjon med rommet 64, og er i stand til å motta fase B som har samlet seg deri, og den annen utgangsport 68 er kun i fluidkommunikasjon med det annet rom 64, og er i stand til å motta fase A som har samlet seg deri.

I den foretrukne utførelse er DFAM 26 i fluidkommunikasjon med den første utgangsport 66, og den annen utgangsport 68, for selektivt å motta fase A eller fase B for analyse. Merk at utgangsenden 70 av utvinningsrøret 54 kan være koplet til en pumpe som selv kan være i kommunikasjon med borehullet.

Idet det nå vises til figur 5, en DFAM, som er konfigurert til operasjon i betingelsene med høyt trykk og høy temperatur i et nedihulls miljø, inkluderer fortrinnsvis minst én pumpe som er forbundet til en ende 70 av utvinningsrøret 50, og en annen pumpe som selektivt kan koples til den første utgangsport 66 eller den annen utgangsport 68, avhengig av om hvorvidt fase A eller fase B skal analyseres. Således, i henhold til et aspekt av den foreliggende oppfinnelse, blir kun én enkelt fluidfase mottatt av DFAMen 26 for analyse.

Kort sammenfattet, inkluderer DFAMen 26 en rett strømningsledning med egnede sensorer forbundet i serie med linjen for strømningen av den utvunnede fluidfasen. Nettverket av rør leder den utvunnede fluidfasen mot forskjellige sensorer som brukes til karakterisering av den utvunnede fluidfasen. Fluidfasen inn i nettverket kan enten forkastes/drives ut på utsiden av verktøyet etter at analyse ved hjelp av forskjellige sensorer har blitt gjennomført, eller kan fanges opp inne i verktøyet i prøvekamre for å hente ut fluidene ved overflaten for videre analyse. Målingene av egenskapene til de utvunnede fluidenr ved hjelp av forskjellige sensorer kan brukes til å bestemme om en prøve er verdt å ta eller ikke for videre analyse.

Det vises nå til figur 5, hvor en DFAM 26 fortrinnsvis inkluderer et nettverk av rør. Hvert parti av nettverket av rør er fortrinnsvis i serie med en strømningsledning som tilfører en valgt utvunnet fluidfase. Spesifikt inkluderer DFAM 26 et hus 72 og en inngangstrømningsledning 74, som fortrinnsvis er et rør som er innkoplet for fluidtransport til en flerhet av rør inne i huset 72. For eksempel kan tre rør 76, 78, 80 være anordnet inne i huset 72 og forbundet til inngangsstrømningsledningen 74 ved en ende derav.

Røret 76 kan inkludere en flerhet av sensorer 82 serielt anordnet langs linjen for fluidstrøm, idet minst én fluidkondisjoneringsinnretning 84 er anordnet langs linje for fluidstrøm før sensorene 82, og en flerhet av fluidinjektorer 86 er anordnet langs linjen for fluidstrøm før kondisjoneringsinnretningen 84.

Fluidledningen 78 kan inkludere sensorer 82 serielt anordnet langs linjen for fluidstrøm, en fluidkondisjoneringsinnretning serielt anordnet langs linjen for strøm av fluid før sensorene 82, og en flerhet av prøvekamre 88 serielt anordnet langs linjen for fluidstrøm etter sensorene 82, for å samle inn prøver som ønsket for overflateanalyse.

Fluidledningen 80 er forbundet til en fluidkondisjoneringsenhet 84’. Merk at i det viste eksempel, kan kondisjoneringsinnretningen 84’ være anordnet mellom inngangsfluidledningen 74 og alle ledninger 76, 78, 80 som illustrert. Hver ledning 76, 78, 80 kan være forsynt med en respektiv pumpe 90, som er innkoplet mellom ledningen og en respektiv utgangsledning 92, 94, 96. Hver utgangsledning 92, 94, 96 er fortrinnsvis et rør som strekker seg gjennom huset 72 og er i fluidkommunikasjon med det ytre av huset 72, for selektivt å forkaste enhver prøve som er mottatt av DFAM 26.

Fluidkondisjoneringsinnretninger 84 kan brukes til å forandre de fysiske egenskaper til den utvunnede fluidfasen. Forandringene i de fysiske egenskaper kan være nødvendige eller ønskelige for å operere sensorene 82 korrekt. For eksempel kan fluidtrykk og –hastighet forandres med strupere som er lokalisert inne i rørene, og temperaturen i det utvunnede fluidet kan forandres ved hjelp av lokale varmelegemer som er lokalisert i strømningsledningen.

Fluidkondisjoneringsinnretningene 86 kan også inkludere faseseparatorer, for å separere det vann, den olje og den gass som kan være i strømningsledningen.

Fluidinjektorer 86 kan brukes til å blande kjemikalier med den utvunnede fluidfasen, for å forandre dens egenskaper før den analyseres av sensorene 82.

Sensorene 82 inkluderer kjemikaliesensorer for, blant annet, å bestemme tilstedeværelsen av og identifisere kjemikalier som er tilstede i det utvunnede fluidet, sensorer for måling av de fysiske egenskaper til det utvunnede fluidet, sensorer for måling av sammensetningen av det utvunnede fluidet. Fluidmålinger som er påkrevd for nedihulls fluidanalyse eller in situ fluidkarakterisering: GOR, optisk spektral-bestemmelse av sammensetningen, H2S, pH, vannionekjemi, fluorescens, tetthet, viskositet.

Den trykkdifferanse som er påkrevd for å drive fluidet gjennom nettverket av rør i DFAM 26 kan genereres enten ved hjelp av et passivt eller et aktivt system.

I et aktivt system kan en eller flere pumper brukes til å generere det trykk som er nødvendig for å bevege det utvunnede fluidet gjennom rørene, som beskrevet ovenfor.

I et passivt system, brukes differansen mellom trykk som er generert av strømmen rundt verktøyet til å forflytte fluidet gjennom nettverket av rør.

Trykkdifferansen opptrer naturlig ettersom strømmen går fremover i borehullet. I et passivt system kan trykkdifferansen økes for å suge fluidet gjennom verktøyet.

DFA i en kontinuerlig loggemåling i produksjonslogging er forskjellig fra en stasjonsmåling ved overflaten. Et verktøy 24 måtte gå ned med betydelig hastighet, hvilket betyr at prøvetaking vil bli gjennomført i en hastighet som er av samme størrelse som hastigheten til verktøyet. Målehastigheten må således korrespondere med fluidprøvetakingssystemet. For eksempel, når det ikke er noen fluidlagringstid, og for fluidstrømningsmengder i forhold til sensoren på 1 m/sek og for en sensor på 1 mm, må sensortidskonstanten være større enn 1 kHz. For en eller annen prøveoppholdstid (for eksempel i en faseseparator), kan måletidskonstanten reduseres. Dessuten, fordi tidsvariasjon av fluidegenskaper er av særlig interesse, må verktøyet kalibreres med korrekte algoritmer for å ta hånd om verktøyets responstid.

Et verktøy kan fange opp en flerfaseprøve og deretter tillate isolerte énfaser å strømme forbi sensoren i korrekte mengder. Et verktøy kan med fordel hindre en sensor i å få kontakt med flere enn én fase på et gitt tidspunkt.

Et verktøy 24 vil fortrinnsvis gjennomføre målinger på fluider som er tatt ovenfor og nedenfor perforeringer i en sone av interesse, for å forstå egenskapene til fluidene ved perforeringen av interesse. For eksempel i tilfelle av en flersonebrønn, for å fremskaffe fluidegenskapen fra en sone av interesse blant alle sonene, må fluidegenskapen være kjent og utvinnes nedenfor og ovenfor perforeringer i sonen av interesse mens verktøyet befinner seg innenfor sonen av interesse. Stasjonsmålinger ovenfor og nedenfor perforeringer i sonen av interesse kan deretter gjøres for å bestemme forskjellen i hydrokarbonet eller vannet. Stasjonsmålinger gjennomføres nede i hullet ved sonen av interesse for å utføre in situ fluidkarakterisering. Således, i henhold til et annet aspekt av den foreliggende oppfinnelse, måles fluidegenskap ovenfor og nedenfor perforeringene i sonen av interesse, og forskjellen i målingene beregnes, hvorved man kan nå frem til egenskapen til fluidet i sonen av interesse.

For injeksjon av fluider som er ublandelige i den kontinuerlige fase, kan man ha separate nedsynkinger av nylig injiserte fluider sammen med nedsynkinger fra nedre perforeringer (eller øvre perforeringer hvis det er motstrøm). Særlig for endelige oppholdstider, kan det være blandbar blanding av fluider som produseres ved forskjellige perforeringer. I alle fall, sammenligning av egenskapene til fluidene nedenfor og ovenfor perforeringene av interesse er et unikt aspekt ved nedihulls fluidanalyse under produksjonslogging i henhold til den foreliggende oppfinnelse, og vil være av kritisk interesse. Algoritmer som er fokusert på å avsløre denne forskjell vil bli anvendt. I prinsippet vil algoritmene måle fluidegenskapen ved hver sone, bestemme forskjellen mellom sonene, og deretter gjennom analyse fremskaffe fluidegenskapen ved en sone av interesse.

I en alternativ utførelse kan et verktøy inkludere sensorer som er montert på bevegelige armer som penetrerer inn i fluidstrømmen, istedenfor sensorer inne i et verktøyhus. I den alternative utførelse kan fluidene transporteres til sensorene, og separasjonen av de forskjellige faser eller forskjellige analytter kan utføres via membraner. Særlig kan små

volumer samles inn og undersøkes av svært små sensorer.

Innledende tester rettet mot prøvetaking av vann fra en to-fase strøm har vist at 1 separator med diameter 42,86 mm med lengde 152,4 mm med en oppholdstid på 40 sekunder konsistent vil produsere vann med mindre enn 100 ppm synlig olje, idet det verste tilfelle er en vertikal strøm, med alle andre avvik mot horisontalen med bedre gjennomføring. For situasjonen med vertikal strøm, er den maksimale oljedråpediameter (typisk <100 μm) vist å være bestemt direkte fra Stokes lov. Den midlere dråpestørrelse er i størrelsesorden 10 μm. Ekvivalente resultater og konklusjoner har også blitt fremskaffet når en modifisert separator brukes til å utvinne olje fra en strømmende blanding.

I henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, kan DFA gjennomføres periodisk under produksjon fra brønnen. Spesielt kan PL-DFA i henhold til den foreliggende oppfinnelse gjennomføre periodisk DFA i en sone av interesse; men en konvensjonell DFA for åpent hull ikke kan gjøre dette. Periodisk overvåking kan således tilveiebringe informasjon relatert til forandringen i egenskapen til fluidet i sonen av interesse i reservoaret. Informasjonen som er fremskaffet på denne måte kan avsløre forandringer i karakteristikaene til reservoaret, hvilket deretter ville tillate optimering av produksjonen fra brønnen.

Claims (4)

Patentkrav

1. Fremgangsmåte for nedihulls fluidanalyse ved anvendelse av sensorer (82) konfigurert for nedihullsoperasjon som omfatter:

kontinuerlig mottaking av et nedihullsfluid i et borehull (36) ved en undergrunnslokalisering under produksjon av hydrokarboner fra borehullet (36); og gjennomføring av egenskapsmålinger på nedihullsfluidet,

k a r a k t e r i s e r t v e d at nedihullsfluidet blir mottatt ved et intervall basert på en gangtid i forhold til nedihullsfluidet og størrelsen på hver av nevnte sensorer (82), og

hvor egenskapsmålingene på borehullsfluidet gjennomføres ved en hastighet som korresponderer med intervallet.

2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor gjennomføringen av egenskapsmålingene utføres periodisk.

3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, som videre omfatter behandling, i borehullet (36) ved undergrunnslokaliseringen, av borehullet (36) med et fluid med minst to ublandbare faser for å oppnå separerte faser som hver har en massestørrelse som ikke er mindre enn en sensorstørrelse til nevnte sensorer (82), og gjennomføring av egenskapsmålingene på i det minste én av fasene ved undergrunnslokaliseringen.

4. Fremgangsmåte som angitt i krav 3, hvor egenskapsmålingen gjennomføres ved en hastighet som er større enn 1 kHz.