СПОСОБ ДЛЯ АНАЛИЗА ПРОБ
METHOD FOR ANALYSING SAMPLES

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение относится к способам и устройствам для отделения нефти и проб водного флюида от пластовой пробы нефти.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Большая часть мировых жидких углеводородных запасов находится в залежах тяжелой нефти и нефтеносных песков. В то время как некоторые из этих запасов можно извлечь посредством высоко геостойкой добычи, такой как добыча полезных ископаемых, эти процедуры, как правило, экономически целесообразные только для мелких ресурсов, очень дорогостоящи, являются источником сильных выбросов углекислого газа, используют большие объемы воды, а также влекут прочие экологические издержки. Большинство мировых запасов тяжелой нефти и битумов залегают слишком глубоко, чтобы их добыча была экономически целесообразна, поэтому в освоении буровых скважин преобладают способы добычи на месте. Обычная добыча на месте вязкой и низкокачественной нефти в настоящее время основана либо на первичной добыче, такой как холодная добыча тяжелой нефти, либо на способах термической добычи и/или добычи растворителем для увеличения подвижности нефти за счет уменьшения ее вязкости. Анализ изменчивости углеводородных запасов может зачастую требовать отбора пластовых проб с высокой частотой.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В одном общем воплощении система для отбора проб подземного пласта содержит прибор для отбора проб, в том числе цилиндрический элемент, который содержит закрытый удаленный конец и конечный элемент, который проходит от закрытого удаленного конца и выполнен с возможностью прохождения на первое расстояние за закрытый удаленный конец и проникновения в стенку подземного пласта на первую глубину; и систему отбора и извлечения проб, расположенную внутри цилиндрического элемента и выполненную с возможностью: проникновения через закрытый удаленный конец цилиндрического элемента в подземный пласт на вторую глубину, которая больше, чем первая глубина; и извлечения пробы пластового материала или пластовых флюидов из пласта.
В первом аспекте, который комбинируется с общим воплощением, цилиндрический элемент дополнительно содержит внутреннюю полость и система отбора и извлечения проб содержит, по меньшей мере, одно из следующего: долото, выполненное с возможностью проникновения через закрытый удаленный конец цилиндрического элемента и в подземный пласт на вторую глубину; или канюля, выполненная с возможностью проникать через закрытый удаленный конец цилиндрического элемента в подземный пласт на вторую глубину.
Во втором аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, канюля содержит канюлю с боковым отверстием.
В третьем аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, первая глубина больше толщины, по меньшей мере, одного из загрязненных слоев, покрывающих стенку или интрудированных в пласт; и проба, по сути, свободна от загрязняющих веществ из загрязненного слоя.
В четвертом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, прибор для отбора проб выполнен с возможностью установки на инструменте, выполненном с возможностью опускания в буровую скважину, образованную в пласте.
В пятом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, множество приборов для отбора проб выполнены с возможностью установки на инструменте, выполненном с возможностью опускания в буровую скважину, образованную в пласте.
В шестом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, закрытый удаленный конец цилиндрического элемента выполнен с возможностью раскрывания наружу подобно цветку в пласте после просверливания насквозь с помощью долота для отбора проб.
В седьмом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, закрытый удаленный конец цилиндрического элемента содержит выходное сечение, которое может быть просверлено насквозь после пробуривания цилиндрического элемента в пласт.
В восьмом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, проба содержит тяжелую нефть или битум, или пластовую воду, а система дополнительно содержит: устройство для извлечения, выполненное с возможностью извлекать тяжелую нефть или битум из пробы; и устройство анализа, выполненное с возможностью принимать извлеченные тяжелую нефть или битум и определять одно или более свойств извлеченных тяжелой нефти или битума.
В девятом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, устройство для извлечения извлекает тяжелую нефть или битум на месте в буровой скважине, а устройство анализа определяет указанное одно или более свойств извлеченных тяжелой нефти или битума на месте.
В десятом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, устройство анализа содержит вискозиметр или реометр, выполненный с возможностью определять абсолютную вязкость добываемых тяжелой нефти или раствора битума.
В другом общем воплощении система для отбора проб подземного пласта содержит прибор для отбора проб, в том числе цилиндрический элемент, который содержит закрытый удаленный конец и конечный элемент, который проходит от закрытого удаленного конца и выполнен с возможностью прохождения на первое расстояние за закрытый удаленный конец и проникновения в стенку подземного пласта на первую глубину; пробозаборную трубку, расположенную внутри цилиндрического элемента; проникающее устройство, расположенное внутри пробозаборной трубки и выполненное с возможностью проникать через закрытый удаленный конец цилиндрического элемента в подземный пласт на вторую глубину, которая больше, чем первая глубина, при этом удаленный конец обеспечивает защиту от загрязненного слоя; устройство для ввода растворителя, выполненное с возможностью проходить от пробозаборной трубки и вводить спектроскопически чистый полярный растворитель в пласт, при этом растворитель извлекает пробу флюида из пласта; и насос, выполненный с возможностью выводить флюид из пласта в устройство для ввода растворителя, при этом флюид содержит растворитель и пробу флюида.
В первом аспекте, который комбинируется с общим воплощением, проба флюида содержит пробу нефти, пробу воды или пробу нефти и воды.
Во втором аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, проникающее устройство содержит долото или канюлю.
Третий аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно содержит устройство анализа, функционально соединенное с устройством для ввода растворителя и устройством извлечения, и выполненное с возможностью получать извлеченный флюид и определять одно или более свойств флюида на месте в пласте.
В четвертом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, устройство анализа содержит: спектрометр или датчик, выполненный с возможностью определять концентрацию нефти или растворителя в пробе флюида; и вискозиметр, выполненный с возможностью определять вязкость нефти в пробе флюида.
В пятом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, устройство анализа содержит вискозиметр, выполненный с возможностью определять вязкость нефти в пробе флюида.
В шестом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, устройство анализа содержит спектрометр или датчик, выполненный с возможностью определять спектральные свойства раствора флюида пласта и концентрацию нефти в пробе флюида.
В седьмом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, устройство анализа содержит спектрометр, выполненный с возможностью определять спектральные свойства раствора пластового флюида.
В восьмом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, устройство анализа содержит спектрометр, выполненный с возможностью определять спектральные свойства раствора пластового флюида и концентрацию воды в пробе флюида.
В девятом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, устройство для ввода растворителя содержит долото для отбора проб, выполненное с возможностью ввинчиваться в пласт.
В другом общем воплощении способ, выполняемый с любой из систем предыдущих общих воплощений, включает то, что в ответ на просверливание долотом для отбора проб через закрытый удаленный конец цилиндрического элемента, удаленный конец раскрывается в пласте наружу подобно цветку.
Первый аспект, который комбинируется с общим воплощением, дополнительно включает то, что в ответ на просверливание долотом для отбора проб через закрытый удаленный конец цилиндрического элемента, долото для отбора проб просверливает мягкий металл или компонент с полимерным концом.
Второй аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает определение свойства пробы флюида. Свойство может включать, по меньшей мере, одно из следующего: вязкость тяжелой нефти или битума, извлеченных из пробы флюида; нефтенасыщенность тяжелой нефти или битума, извлеченных из пробы флюида; водонасыщенность в пласте; АНИ тяжелой нефти или битума, извлеченных из пробы флюида; газосодержание (GOR) тяжелой нефти или битума, извлеченных из пробы флюида; объемный коэффициент или другой параметр давления, объема, температуры (PVT) тяжелой нефти или битума, извлеченных из пробы флюида; общая кислотность (TAN) тяжелой нефти или битума, извлеченных из пробы флюида; температура потери текучести тяжелой нефти или битума, извлеченных из пробы флюида; или коксуемость по Конрадсону тяжелой нефти или битума, извлеченных из пробы флюида.
В третьем аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, определение свойства включает определение свойства с помощью многомерного анализа одного или нескольких спектральных откликов.
В четвертом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, указанный один или более спектральных откликов содержат один или более откликов, основанных на масс- или оптической спектроскопии, один или более откликов от «электронного носа» или один или более откликов на основе неспектроскопических датчиков.
В пятом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, определение свойства включает определение свойства на месте в буровой скважине.
В шестом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, определение свойства включает определение свойства на земной поверхности после извлечения пробы флюида из ствола скважины.
Седьмой аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает определение концентрации в нефти компонентов сырой нефти, в том числе алканы или ароматические углеводороды с помощью многомерного анализа спектральных откликов.
Восьмой аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает оценку, по меньшей мере, одного из множества участков пласта или внутрипластовых барьеров с помощью концентраций, по меньшей мере, одного из насыщенных углеводородов, ароматических углеводородов или тиоароматических соединений.
В девятом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, ароматические углеводороды или тиоароматические соединения содержат, по меньшей мере, одно из соединений: алкилбензол, алкилнафталин, алкилбензотиофен, алкилдибензотиофен или алкилфенантрен.
Десятый аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает извлечение пробы нефти из пласта с помощью гидрофобного растворителя.
Одиннадцатый аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает извлечение пробы воды из пласта с помощью гидрофильного растворителя.
Двенадцатый аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает извлечение проб комбинированной нефти и воды из пласта с помощью смеси гидрофобного и гидрофильного растворителя.
Тринадцатый аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает извлечение проб комбинированной нефти и воды из пласта с помощью смеси дихлорметана и метанола.
Четырнадцатый аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает, по меньшей мере, одно из следующего: извлечение пробы нефти из пласта с помощью, по меньшей мере, одного из веществ: гексана, толуола, дихлорметана (DCM), хлороформа, четыреххлористого углерода или сероуглерода; или извлечение пробы нефти из пласта с помощью изотопно-меченных углеводородов, которые имеют характерные спектрометрические свойства, отличные от свойств сырой нефти.
Пятнадцатый аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает извлечение пробы воды из пласта с помощью, по меньшей мере, одного из простых спиртов, смеси спиртов или кетона, которые имеют характерные спектрометрические свойства, отличные от свойств воды.
В другом общем воплощении способ включает: выбор аналитического метода; анализ набора калибровочных масел; и анализ проб набора калибровочных масел для химического состава с использованием системы датчиков.
В первом аспекте, который комбинируется с общим воплощением, выбранный способ способен отличать различия химического состава в сырой нефти, необходимые для оценки вязкости посредством химических индикаторов.
Во втором аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, выбор аналитического метода включает, по меньшей мере, один из следующего: оценка, по меньшей мере, одного типа химического соединения или разницы молекулярной массы, основанной на составе нефти; или идентификация и контроль геохимических процессов или свойств, контролирующих вязкость нефти.
В третьем аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, геохимические процессы включают биоразложение нефти, нефтематеринские свойства или зрелость.
Четвертый аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает определение данных вязкости, чтобы обеспечить многомерное преобразование, которое преобразует геохимические результаты в вязкости с помощью, по меньшей мере, многомерных статистик или анализа нейронной сети.
Пятый аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает геохимический анализ нефти, извлеченной из искусственного керна, или отбор шлама.
Шестой аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает преобразование результатов геохимического анализа посредством функции многомерного преобразования в вязкость (или оценку другого свойства флюида).
В седьмом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, измерения вязкости дегазированной нефти используются в качестве калибровочных данных (например, когда нужно оценить вязкость).
В восьмом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, измерения вязкости газированной нефти используются в качестве калибровочных данных (например, когда нужно оценить вязкость).
В девятом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, система датчиков содержит, по меньшей мере, один из следующего: датчик массы; инфракрасный датчик; датчик УФ излучения; система на основе газовой хроматографии (GC) или хромато-масс-спектрометрии; система спектрометрии подвижности ионов; система оптической спектроскопии; система «электронный нос»; система спектроскопии комбинационного рассеяния; система лазерно-индуцированной флуоресцентной спектрометрии; система лазерной абсорбционной спектроскопии внутрирезонаторного затухания; или система спектроскопии резонансной ионизации.
В десятом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, датчик представляет собой инфракрасный датчик, а матрица свойств нефти или битума представляет собой эффективное поглощение или передачу нефтяного раствора в растворителе при различных длинах волн, дальних от инфракрасного диапазона или близких к нему.
В одиннадцатом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, датчик представляет собой масс-спектрометр, а свойствами нефти или битума являются относительные высоты пиков при различных молекулярных массах.
В двенадцатом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, датчик представляет собой «электронный нос», а спектр данных содержит набор откликов от каждого сенсорного элемента, каждого элемента, реагирующего на набор конкретных типов компонентов.
В тринадцатом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, сенсорные элементы могут быть выбраны таким образом, чтобы быть сенсорными к конкретным компонентам нефти, которые являются известными индикаторами оценки вязкости или другого свойства флюида.
В четырнадцатом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, компоненты нефти содержат, по меньшей мере, один из легких углеводородов C1-C5, промежуточные углеводороды C6-C11 или С12-С40 углеводороды.
В пятнадцатом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, компоненты нефти содержат конкретные показатели уровня биодеградации; или конкретные алканы и ароматические углеводороды, в том числе конкретные алкилароматические соединения.
В шестнадцатом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, конкретные показатели уровня биодеградации включают определение асфальтенов, смол или тиоароматических соединений.
В другом общем воплощении способ включает опускание в забой скважины каротажного инструмента, в том числе один или более пробоотборников, система очистки и долото зонда для отбора проб в скважину до тех пор, пока, по меньшей мере, один пробоотборник не займет правильное положение в подземном пласте; продвижение системы очистки в пласт, счищая фильтрат бурового раствора и загрязненные материалы пласта в столб бурового раствора; продвижение долота зонда для отбора проб в пласт; и ввод растворителя в пласт из емкости с растворителем.
В первом аспекте, который комбинируется с общим воплощением, долото зонда для отбора проб продвигают посредством просверливания пластиковой или изготовленной из мягкого металла концевой пластины фильтратного очистителя системы очистки.
Во втором аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, указанный один или более пробоотборников содержат 10-20 пробоотборников.
В третьем аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, во время размещения пробоотборник герметизирован относительно околоскважинного пространства посредством металлического или пластикового уплотнения.
Четвертый аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает ввод растворителя с помощью электрического, двухпоршневого, поршневого насоса, который как подает, так и выводит растворитель через трубы и отверстия в долоте.
В пятом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, ввод растворителя включает ввод растворителя в одно или оба отверстия или протекание из одного отверстия через пласт в другое.
Шестой аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает протекание растворителя обратно через долото к аналитическому датчику.
Седьмой аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает проверку с помощью датчика пробы при пластовом давлении и температуре, поддерживаемой в полимерной мембране посредством канала выравнивания давления внешней среды.
Восьмой аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает герметизацию или хранение пробы, извлеченной растворителем, в пробоотборном контейнере.
В девятом аспекте, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, пробоотборный контейнер герметизирует с помощью электрически поворачиваемых клапанов.
Десятый аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает запись и хранение аналитических данных, полученных от датчика, в электронной модели данных.
Одиннадцатый аспект, который комбинируется с любым из предыдущих аспектов, дополнительно включает втягивание пробоотборника в инструмент и размещение нового пробоотборника.
Различные воплощения системы для отбора пластовых проб в соответствии с настоящим раскрытием могут содержать один или более из следующих признаков и/или преимуществ. Например, система может допускать отбор проб на месте тяжелой нефти и битумов, которые не фонтанируют естественным путем из пласта в ствол скважины. Для более точного отбора проб система также может предусматривать, например, очистку стенки ствола скважины перед отбором пробы, тем самым обеспечивая получение чистых проб на месте. В другом примере во время извлечения нефти (и воды) растворителем из пласта можно получить на месте данные флюида и (по меньшей мере, частично) преодолеть проблемы, связанные с использованием поточного инструмента отбора проб в пластах тяжелой нефти и битума, в которых флюид может не течь. Дополнительно, как способы химической (на основе индикаторов) корреляции, так и способы непосредственного измерения вязкости на основе смеси растворителя на месте могут затем использоваться для получения достоверных измерений вязкости или других свойств флюида.
Эти общие и конкретные аспекты можно реализовать с помощью устройства, системы или способа, или любых комбинаций устройств, систем или способов. Детали одного или нескольких воплощений изложены в прилагаемых чертежах и описании, приведенном ниже. Другие признаки, цели и преимущества будут очевидны из описания и чертежей, а также из формулы изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
ФИГ. 1 иллюстрирует пример скважинной системы (например, на месте) с прибором для отбора проб, устройством для извлечения и устройством анализа;
ФИГ. 2A-2E иллюстрируют виды типовых приборов для отбора проб во время извлечения;
ФИГ. 3А-3В схематически иллюстрируют пример извлечения пластового флюида и системы анализа;
ФИГ. 4 иллюстрирует продолжение схемы примера извлечения пластового флюида и системы анализа, показывающую систему долота для отбора проб;
ФИГ. 5A иллюстрирует пример работы типового прибора для отбора проб, показанного на ФИГ. 3A-3B и 4;
ФИГ. 5B иллюстрирует пример работы для нефтеносного участка посредством химического анализа и хемометрики;
ФИГ. 6 иллюстрирует геохимические шаги глубины в зависимости от профиля концентрации алкилароматических углеводородов, полученного из анализа проб горных пород в пласте тяжелой нефти, и определяет гидродинамический барьер из-за сланца или другого почвенного горизонта с низкой проницаемостью;
ФИГ. 7 иллюстрирует вязкость дегазированной нефти и химический состав для битумов в залежи месторождения Bluesky на реке Пис;
2
ФИГ. 8 иллюстрирует измеренную (ось Х - с использованием вискозиметра) и расчетную (ось Y - с использованием данных инфракрасной спектроскопии на основе преобразования Фурье (FTIR)) логарифмическую вязкость нефти для серии битумов Альберты в присутствии воды и загрязнений CO с помощью небольшого портативного FTIR спектрометра, анализирующего пары нефти в простой паровой системе отбора проб;
ФИГ. 9A-9B иллюстрируют другой вариант воплощения прибора для отбора проб; и
ФИГ. 10 иллюстрирует типовой вариант воплощения устройства для извлечения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение рассматривает извлечение нефти или битумов, а также определение вязкости битумов и тяжелой нефти на месте в буровой скважине и в режиме реального времени на буровой площадке. Измерение вязкости нефти на месте может быть предпочтительнее наземных измерений, так как оно исключает большинство проблем, связанных с деградацией пробы, особенно потерю летучих газов и газов, растворенных в нефти, во время извлечения пробы, транспортировки, хранения, подготовки и анализа в лабораторных условиях. В настоящем раскрытии описывается система отбора проб и аналитическое устройство для определения вязкости нефти в нефти, извлеченной растворителем. Вязкость нефти или другое свойство можно определить на месте при условиях давления и температуры в подземном пласте или в поверхностных условиях, в лаборатории или в другом месте, в том числе на буровой установке.
Поток углеводородов в пласт контролируется посредством естественных или индуцированных градиентов потенциала флюида и подвижности флюида в пласте. Для тяжелой нефти и битумов ключевым параметром при контроле добычи является изменение коэффициента подвижности, определяемого как отношение проницаемости породы по нефти, деленное на вязкость нефти. В залежах тяжелой нефти и битумов подвижность нефти контролируется посредством коэффициентов вариации вязкости нефти в большей степени, чем в обычных нефтяных залежах, где коэффициент вариации проницаемости обычно преобладает над коэффициентом вариации подвижности нефти.
Относительная проницаемость породы по нефти зависит от нескольких факторов, но главным образом связана с нефтенасыщенностью в пласте (So). Вязкость нефтяной фазы в месторождениях тяжелой нефти является функцией независимых параметров (1) оригинальное качество нефти или генетический характер; (2) степень биораспада; и (3) добавление и смешивание нефти с остаточной, вторичной насыщенностью в пласт. В залежах тяжелой нефти вязкость нефти обычно изменяется на несколько порядков вдоль мощности пласта или даже за пределами одной горизонтальной добывающей скважины. Эти существенные различия часто не учитываются (например, вязкость нефтяной фазы часто берется как постоянная для всего пласта) при разработке стратегии добычи или размещении скважин для процессов добычи, даже если эти изменения могут оказывать существенное воздействие на добычу. Это связано с трудностью измерения этих изменений с достаточной точностью. Слабое извлечение и неточный расчет плана добычи, встречающиеся во многих текущих операциях термической или холодной добычи, могут быть частично связаны с тем, что не учитываются естественные изменения в качестве нефти в залежах тяжелой нефти и битумов при проектировании и оптимизации стратегий добычи.
В залежах тяжелой нефти и битумов с высоким градиентом изменения состава надлежащий анализ изменения качества флюида в дополнение к комплексной характеристике свойств пласта могут способствовать геологически адаптированной разработке способов добычи, в том числе размещению скважин и оптимизации стратегий добычи для каждого пласта, чтобы уменьшить эксплуатационные расходы и улучшить добычу этой вязкой нефти. Определение абсолютной вязкости нефти и изменение вязкости в зависимости от положения в скважине (вертикальное и боковое) в режиме реального времени позволит принимать решения в режиме реального времени, в то время как установка находится на буровой площадке. Определение на участке вязкости и насыщенности флюидом тяжелой нефти и битумов позволяет осуществить несколько различных полевых исследований: (1) решения о том, следует ли проводить пробную эксплуатацию скважины для улучшения технологических показателей разработки или о вероятности успешного отбора пробы флюида, можно принять на основе реальных проб флюида, полученных в режиме реального времени на буровой площадке; (2) решения о том, где разместить горизонтальную часть скважины можно принять, исходя из анализа изменения характеристик флюида вертикальной части скважины, способствуя размещению скважины холодной добычи на буровой площадке, в то время как установка все еще находится на участке; (3) можно получить наиболее точные возможные данные о вязкости без хранения проб и артефактов добычи и; (4) доступность оперативных данных о вязкости нефти для облегчения проектировании процессов добычи и проектировании наземных сооружений.
В залежах тяжелой нефти или битумов вязкость нефтяной фазы может изменяться на целых два порядка амплитуды в вертикальных пластах мощностью <50 м. Изменение амплитуды вязкости приближается или превышает изменение проницаемости во многих пластах. В то время как термическая добыча уменьшает вязкость и градиенты вязкости в залежах тяжелой нефти, градиентами вязкости не пренебрегают, даже при температуре пара и, таким образом, точная оценка вязкости нефти и относительных проницаемостей при режиме процесса необходима для того, чтобы принимать верные решения по эксплуатации месторождения и оптимизации подходов технологии добычи к стратегии развития, в том числе для размещения скважин. Эти факторы требуют наличия высококачественных данных о вязкости при вертикальном разрешении между точками ввода данных, менее чем 5 м. Таким образом, сейсмические или другие наземные методы с гораздо большим пространственным разрешением будут ограничены предоставлением объемных, а не пространственно-разрешенных характеристик пласта.
Экономическая эффективность различных стратегий развития добычи тяжелой нефти и битума в значительной степени зависит и теоретически контролируется вязкостью нефти, а также наличием надежных барьеров проницаемости флюида (гидродинамических) внутри пласта. Кернограмма (например, гамма-каротаж, удельное сопротивление) может указывать на присутствие сланцевого слоя, карбонатного сцементированного слоя или других потенциальных барьеров внутри пласта, где они пересекают скважину, но логарифм не может использоваться для определения того, является ли данный стратиграфический слой эффективным барьером миграции флюида с низкой эффективной проницаемостью на обширной боковой площади. С другой стороны, повороты или шаги в связанном с глубиной логарифме химических и/или физических свойств тяжелой нефти или битума в высокоразрешающем вертикальном профиле могут указывать на наличие барьера или перегородки для потока флюида, независимо от того, является ли такой барьер видимым или проявляется на кернограмме или иным образом. Например, ФИГ. 6 иллюстрирует геохимические шаги в глубину в зависимости от профиля концентрации алкилароматических углеводородов, полученного из анализа проб горных пород в залежи тяжелой нефти, определяет гидродинамический барьер в связи с тонким сланцем или другим почвенным горизонтом с низкой проницаемостью.
В течение геологического периода неспособность смешивать флюиды за надежным барьером приведет к композиционному этапу, на котором разную нефть загружают в разные отсеки или на котором биодеградация по-разному изменяет нефть в разных отсеках. Обнаружение в реальном времени эффективных барьеров потока флюида требует углубленных знаний химии нефти или битума и/или высококачественного определения вязкости нефти с пространственным разрешением отбора проб, по меньшей мере, около 1 до 5 м по вертикали и каждые 50-100 м в сторону, в случае горизонтальной скважины. В то время как такие подходы ссылаются на анализ керна, анализ таких составных этапов в реальном времени на месте был бы значительным прогрессом, а способ, описанный в настоящем документе, позволил бы это. В то время как ФИГ. 6 иллюстрирует, по сути, пошаговое содержание концентраций алкилнафталина, в других условиях могут быть использованы другие соединения, выбранные на основании того, что по периметру пласта присутствуют существенно различные концентрации, а в некоторых случаях могут использоваться статистические методы сравнения состава нефти на территории предполагаемых границ отсека (например, t-критерий). Для создания таких профилей необходим спот анализ многих проб на месте.
ФИГ. 1 иллюстрирует пример системы 100 забоя скважины (например, на месте), содержащий скважинный инструмент 112 с прибором для отбора проб 114, устройство для извлечения 116, а также устройство анализа 118. Как проиллюстрировано на данной фигуре, ствол скважины 102 определяет границы буровой скважины 120 от земной поверхности 104 к одному или нескольким подземным пластам 106 (например, геологические образования и/или залежи) и обеспечивает более легкую и более эффективную добычу любых углеводородов, расположенных в таких подземных формациях. Буровая компоновка 108 (часть которой проиллюстрирована) может использоваться для образования буровой скважины 120, идущей от земной поверхности 104 и через одну или более геологических формаций в земле. Хотя на фигуре проиллюстрирована земная поверхность 104, в некоторых вариантах воплощения земная поверхность 104 может быть океаном, заливом, морем или любым другим водоемом, под которыми могут быть найдены нефтеносные формации. Одним словом, ссылка на земную поверхность 104 включает как землю, так и водные поверхности и предполагает образование и/или разработку одного или нескольких стволов скважины 102 на одном или обоих участках.
В некоторых вариантах воплощения система 100, ствол скважины 102 могут быть обсажены одной или несколькими эксплуатационными колоннами (не показаны). Например, ствол скважины 102 может содержать направляющую обсадную колонну, которая идет от земной поверхности 104 прямо в землю; направляющую обсадную колонну, которая может ограждать немного меньшие буровые скважины (по отношению к направляющей обсадной колонне) и защищать ствол скважины 102 от проникновения, например, пресноводных водоносных горизонтов, расположенных рядом с земной поверхностью 104; а также эксплуатационную обсадную колонну, которая может ограждать еще меньшие буровые скважины (по отношению к кондукторной обсадной колонне) и предотвращать циркуляцию флюидов (например, углеводородных флюидов) из подземного пласта 106 к земной поверхности 104.
Хотя, по сути, проиллюстрирован вертикальный ствол скважины 102, в некоторых вариантах воплощения ствол скважины 102 может быть смещен относительно вертикали (например, наклонный ствол скважины). Также дополнительно, в некоторых воплощениях ствол скважины 102 может быть ступенчатым, таким, где часть просверливается вертикально вниз, а затем часть изгибается, по сути, в горизонтальный ствол скважины. По сути, горизонтальная часть ствола скважины может затем быть повернута вниз ко второй, по сути, вертикальной части, которая затем поворачивается ко второй, по сути, горизонтальной части ствола скважины. Дополнительные, по сути, вертикальные и горизонтальные части ствола скважины могут быть добавлены в зависимости, например, от типа земной поверхности 104, глубины одного или нескольких разрабатываемых подземных пластов 106, глубины одного или нескольких продуктивных подземных пластов и/или других критериев.
Скважинный инструмент 112 может быть опущен в ствол скважины 102 с помощью проводника 110. Проводник 110 может представлять собой, например, одножильный или многожильный провод или кабель, такой как канатный, тросовый или другой электрический проводник. Проводник 110 может также представлять собой, например, трубы, такие как гибкие насосно-компрессорные трубы малого диаметра или другой формы непрерывной трубы, намотанной на пьедестал фонтанной арматуры, который содержит электрический проводник или гидравлический трубопровод.
Проиллюстрированный скважинный инструмент 112 содержит прибор для отбора проб 114, устройство для извлечения 116 и устройство анализа 118. Хотя «инструмент» проиллюстрирован как единый, один или более компонентов 114, 116, и 118 могут быть отдельными скважинными компонентами или могут быть сгруппированы с другими скважинными инструментами, такими как, например, забойная компоновка бурильной колонны, каротажный инструмент, зонд для измерений во время бурения или другой скважинный инструмент.
На верхнем уровне прибор для отбора проб 114 может эксплуатироваться для удаления части подземного пласта 106 (например, проба керна, проба флюида или другой части пласта 106) и отбора части в прибор 112 для дальнейшего анализа. Например, когда он получен, один или более флюидов или других частей могут быть извлечены из пробы с помощью устройства для извлечения 116 и проанализированы с помощью устройства анализа 118, как дополнительно описано со ссылкой на ФИГ. 2A-2E, 3A-3B, 4, 5, 9 и 10.
ФИГ. 2A-2E иллюстрируют виды типового прибора для отбора проб 114, описанного выше со ссылкой на ФИГ. 1. Со ссылкой на эти фигуры прибор для отбора проб 114 содержит корпус 124, который, по меньшей мере, частично окружает цилиндрический элемент 126, который соединен с двигателем 138. Закрытый конец 140 цилиндрического элемента 126 может быть расположен напротив двигателя 138 и может содержать долото (например, сверло по бетону или высокоскоростное долото по металлу), идущее от цилиндрического элемента 126. Как проиллюстрировано, закрытый конец 140 может быть выгнутым или вогнутым, а также может быть относительно прямым. Внутрь цилиндрического элемента помещен шнек 134, соединенный со шнековым двигателем 136, и пробозаборная трубка 130, которая может быть такого размера, чтобы быть меньше, чем внутреннее сечение (например, диаметр) цилиндрического элемента 126. Кроме того, подвижная скоба 132 (например, раздвижная скоба) может быть соединена с или быть продолжением корпуса 124 напротив закрытого конца 140 цилиндрического элемента 126.
В процессе добычи и со ссылкой на ФИГ. 2A-2E прибор для отбора проб 114 может на верхнем уровне контактировать и очищать поверхность ствола скважины 102, проводить пробоотборник (например, шнек 134) через загрязненный слой 122 ствола скважины 102 и в подземный пласт 106, извлекать часть пласта 106 обратно в прибор 114 и подготавливать часть (например, пробу 146) для дополнительного извлечения и анализа.
Например, ФИГ. 2A иллюстрирует прибор для отбора проб 114 в конкретном месте в стволе скважины 102 (например, забой скважины) и примыкает к подземному пласту 106 (или любой другой формации или залежи, подлежащим отбору проб). Как проиллюстрировано на ФИГ. 2A, шнек 134 помещен внутрь цилиндрического элемента 126; и шнек 134, и цилиндрический элемент 126 находятся во втянутом положении. Как проиллюстрировано, скоба 132 может быть раздвигающейся (или раздвигаться), чтобы контактировать со стволом скважины 102 и, например, закрепить положение (например, вертикальное, радиальное) прибора для отбора проб 114 в буровой скважине 120.
Обращаясь к ФИГ. 2В, данная фигура иллюстрирует цилиндрический элемент 126, выдвигающийся посредством двигателя 138 из его втянутого положения, так что долото для чистки стенок скважины 128 вступает в контакт со стволом скважины 102. В некоторых воплощениях долото 128 может быть повернуто (например, с помощью двигателя 138) для удаления, по меньшей мере, части загрязненного слоя 122 ствола скважины 102, тем самым очищая пласт 106 перед отбором проб. Как дополнительно проиллюстрировано на ФИГ. 2В, шнек 134 может, по меньшей мере, частично выходить из втянутого положения с помощью шнекового двигателя 136, так, чтобы плотнее прилегать к закрытому концу 140.
Обращаясь к ФИГ. 2C, данная фигура иллюстрирует шнек 134 в выдвинутом положении после того, как он прорвал закрытый конец 140 и просверлил загрязненный слой 122 и подземный пласт 106. В некоторых воплощениях шнек 134 может выдвигаться (например, принудительно) с помощью шнекового двигателя 136 в формацию пласта 106 и затем поворачиваться (например, с помощью двигателя 136), чтобы удалить часть формации для последующего анализа. Как проиллюстрировано, прибор для отбора проб 114 может быть относительно прочно закреплен с помощью скобы 132 в контакте со стволом скважины 102 и/или частью долота 128 цилиндрического элемента 126 в контакте со стволом скважины 102.
Обращаясь к ФИГ. 2D, данная фигура иллюстрирует удаленную часть формации пласта 106 с отверстием 148, оставшимся в пласте 106. Как показано, часть долота для очистки 128 остается в формации, изолируя пробоотборник от буровых растворов. В альтернативных воплощениях часть долота для очистки 128 может быть выведена, например, перед изолированием пробоотборника от буровых растворов.
Как проиллюстрировано, проба 146 выводится из формации в пробозаборную трубку 130 с помощью шнека 134, который возвращается во втянутое положение (например, с помощью двигателя 136). Как дополнительно проиллюстрировано, цилиндрический элемент 126 отводится во втянутое положение с помощью двигателя 138. Как проиллюстрировано на данной фигуре, пробозаборная трубка 130 содержит отверстие, подобное цветку, через которое отбирается проба 146. После отбора в пробозаборную трубку 130, проба 146 может быть, по меньшей мере, частично изолирована в ней с помощью смыкающихся концов трубки 130 посредством обжимных устройств 142.
Обращаясь к ФИГ. 2E, данная фигура иллюстрирует пробу 146, по меньшей мере, частично изолированную внутри пробозаборной трубки 130 и готовую к дальнейшему анализу (например, с помощью устройства для извлечения 116 и устройства анализа 118). Как проиллюстрировано, обжимные устройства 142 зажимают концы пробозаборной трубки 130, чтобы, по меньшей мере, частично изолировать пробу 146 внутри трубки 130. Как более подробно объясняется ниже, проба 146 может быть передана в устройство для извлечения 116 внутри закрытой пробозаборной трубки 130. Как проиллюстрировано на ФИГ. 2E, долото для очистки стенок скважины 128 было выведено после изолирования пробы в трубке 130, а скоба 132 была втянута, чтобы позволить перемещение инструмента в стволе скважины. Дополнительно, как проиллюстрировано на ФИГ. 2Е, скоба 132 была выведена из контакта с буровой скважиной 102, тем самым позволяя перемещать прибор 114 в буровой скважине 120.
ФИГ. 3А-3В схематически иллюстрируют вид типовой добычи пластового флюида и системы анализа 300. Как проиллюстрировано, основной монтажный инструмент может состоять из системы поиска проб пластового флюида; системы извлечения проб нефти и воды; аналитической системы для характеристики извлеченных флюидов; передачи данных и возможностей обработки; и системы архивации проб и хранилища для материалов отработанных растворителей. Система отбора проб не извлекает материал пластовой породы или не полагается на поток пластовых флюидов. Система отбора проб работает с дополнительными пробами, взятыми с помощью дублирующих приборов для отбора проб, расположенных на инструменте. Основная система очистки стен ствола скважины и зондовая установка измерения проб может быть изменена таким образом, чтобы содержать керновую систему или систему отбора проб прочего твердого вещества, но это не описывается в настоящем документе.
Система 300, схематически проиллюстрированная на ФИГ. 3А-3В и 4, содержит подсистему очистки ствола скважины и ввод растворителя, и зонд добычи, наряду с аналитической подсистемой и контейнером для отобранных проб. Как показано, система 300 содержит корпус каротажного инструмента 301, вид фильтратного очистителя 302 с торца, ребра очистителя 303, гибкую площадь выходного сечения для зонда пробоотборника 304, корпус фильтратного очистителя 305, двигатель 306 для продвижения корпуса фильтратного очистителя в пласт и поворота корпуса очистителя, двигатель 307, чтобы вращать долото зонда для отбора проб и продвижения зонда в пласт вдоль выдвижных рельс, выдвижные рельсы 308a, чтобы направлять долото для отбора проб 308b в пласт, рельсовый проводник и опору 309 зонда для отбора проб, трубы 310 для циркуляции растворителя к зонду и от него, насосную систему 311 для доставки и извлечения растворителя из зонда (также содержит резервуар растворителя, не показан), аналитическую химическую систему датчиков 312, систему передачи данных 313, электронную аппаратуру 314 для управления и обработки данных, а на ФИГ. 4 проиллюстрированы детали долота для отбора проб. ФИГ. 4 иллюстрирует долото зонда для отбора проб 315, долото 316, борозды долота и направляющие растворителя 317, отверстие подачи растворителя 318, отверстие извлечения растворителя 319, трубы подачи растворителя и флюидного раствора 320, дополнительный контейнер для отобранных проб 321, а также изолированный канал выравнивания давления 322 для поддержания пластового давления и температуры аналитической камеры и флюидов, проиллюстрированных на ФИГ. 3B.
Возвращаясь к ФИГ. 3А-3В и 4, конец долота из закаленной стали (5-10 мм в диаметре) просверливает пласт, а растворитель циркулирует от отверстий для присоединения пробоотборника в долоте и затем обратно в прибор посредством трубок в самом долоте. Закупорка отверстия для присоединения пробоотборника пластовым материалом может быть устранена посредством циркуляции некоторого растворителя во время продвижения долота. Попаданию промывочной жидкости в окружающую среду отобранных проб пласта препятствует корпус фильтратного очистителя 305, который был помещен в формацию. Также возможны несколько прочих проектных решений для ввода, циркуляции и извлечения растворителя с нефтью, водой, нефтью и водой вместе; некоторые используют одиночный зонд для отбора проб, другие - двойные зонды для отбора проб или, как описано ниже, шприц и системы на основе канюли. Во время проникновения в пласт двигатель 307 одновременно раскручивает долото зонда для отбора проб и продвигает его с помощью рельсов винтового зубчатого колеса 308.
Один из методов извлечения проб флюида из залежи, в которой поток флюида из пласта ограничен или невозможен из-за высокой вязкости нефти, низкой проницаемости пласта или низкой насыщенности нефти предполагает использование растворителя. Растворители вместе с их растворенными газами могут извлекать нефть или воду или нефть и воду. Обычные технологии бурения, как правило, оставляют остаток фильтрата бурового раствора на стенке ствола скважины, что может привести к загрязнению пласта потоком бурового глинистого раствора в пласт. Эти потенциальные проблемы загрязнения могут быть решены посредством описанных здесь воплощений, по меньшей мере, двумя способами. Во-первых, основной объем загрязнения механически удаляется с помощью системы отбора проб. Во-вторых, хемометрический подход, используемый для оценки свойств пробы флюида на месте, зависит от мониторинга сигналов конкретного химического индикатора в пробе, и они могут быть выбраны, чтобы избежать химической визуализации загрязняющих веществ, тем самым давая возможность оценивать свойства флюида даже в загрязненных пробах.
Очистка фильтрата бурового раствора со стенки буровой скважины и удаление загрязненных слоев пласта осуществляется с помощью долота для очистки фильтрата без зубьев или с зубьями 302 («FCB»), в котором накладное долото, изготовленное из алюминия или другого мягкого металла, или композитного стекловолокна, или твердого пластика, поворачивается и продвигается в скважину, сметая фильтрат бурового раствора и внешние слои рыхлого или мягкого пластового материала, перед тем, как сам прибор для отбора проб пройдет через конец долота для очистки фильтрата в формацию, откуда, по сути, берется проба. Конец долота 304 также может быть изготовлен так, чтобы открываться подобно цветку, когда пробозаборная трубка просверливает пласт или содержать мягкий сегмент, через который может быть легко помещена система отбора проб или просверлена после процесса очистки. Это позволит предотвратить засорение пробозаборной трубки металлом или пластиком. FCB одновременно вращается и медленно продвигается в буровую скважину с помощью электродвигателя и зубчатой передачи 306.
Практическое значение извлечения проб нефти или битума для оценки вязкости заключается в извлечении растворителем пробы нефти из пласта посредством системы добычи нефти растворителем.
В случае использования двух растворителей или более сложной системы растворителей, содержащей неполярные и полярные растворители, нефть и вода могут быть извлечены, вместе или по отдельности. Смеси дихлорметана с метанолом и/или ацетоном могут действовать таким образом, чтобы получить представительные пробы нефти и воды. Данный способ применим как на поверхности (проба керна, отбор шлама), так и для подземной добычи флюида и составления спецификации.
ФИГ. 5 иллюстрирует типовой способ 500 работы системы 300 и/или других систем, описанных в настоящем документе, которые подобны системе 300. На этапе 502 скважинный каротажный инструмент, содержащий один или более, и, вероятно, от 10 до 20, систем пробоотборников (например, приборов для отбора проб 114) опускается в скважину до тех пор, пока один из пробоотборников не займет правильное положение в пласте. Во время размещения пробоотборник изолирован от окружающей среды скважины посредством металлического или пластикового уплотнения.
На этапе 504 система очистки (например, долото 308b) продвигается в пласт, счищая фильтрат бурового раствора и загрязненные материалы пласта в столб бурового раствора. На этапе 506 долото зонда для отбора проб (например, долото 308) продвигают в пласт посредством просверливания пластмассы или мягкой металлической концевой пластины (например, закрытого конца 140) фильтратного очистителя (например, очистителя 304).
На этапе 508 растворитель вводится в пласт из емкости для растворителя с помощью, например, электрического, двухпоршневого, поршневого насоса (например, насоса 311), который как подает, так и выводит растворитель через трубы и отверстия в долоте (например, трубы 318 и отверстия 319 и 320). Растворитель может быть введен в одно или оба отверстия или затекать из одного отверстия через пласт в другое. Выбор растворителя описан ниже. Затем растворитель затекает обратно через долото для отбора проб к аналитическому датчику (например, датчику 312), который изучает пробу при пластовом давлении и температуре, поддерживаемой в полимерной мембране посредством канала выравнивания давления внешней среды (например, канала 322).
На этапе 510 пробу, извлеченную растворителем, герметизируют или хранят в пробоотборном контейнере (например, контейнер 321), который закрыт с помощью, например, электрически поворачиваемого клапана. Аналитические данные, полученные от датчика, записываются и хранятся в электронной модели данных (например, модели 314) или передаются на земную поверхность. Данные о скважинном давлении и температуре также могут записываться (устройства не показаны). Затем пробоотборник может быть втянут в инструмент, а новый пробоотборник может быть расположен в другом месте пласта. Каждый пробоотборник используется только один раз. Спектральные данные из каждого пробоотборника обрабатываются на месте или на поверхности для получения информации о свойствах флюида. Электронная аппаратура, насосы, системы подачи растворителя и система датчиков отделены от системы очистки структурной скважины и зонда для отбора проб посредством герметичной металлической стенки.
Система датчиков 312 может также содержать или быть заменена подвижной нитью, резонансным или капиллярным вискозиметром. Изменяя содержание растворителя в растворе пластового флюида, например, добавив больше растворителя в аликвотах в экстракт пластового флюида, и переоценивая вязкость раствора, непосредственно можно выполнить точное измерение вязкости и получить истинную вязкость флюида на нефтяной основе с помощью способа GVisc™, описанного в заявке на выдачу патента Канады 2597809.
Определение на месте характеристик качества нефти, таких как вязкость, плотность в градусах АНИ или общая кислотность (TAN) особенно полезно, но не может в настоящее время использоваться для залежей битума или прочих залежей, в которых нефть не затекает в каротажный инструмент естественным образом. Уровень точности определения на месте вязкости газированной или дегазированной нефти должен быть намного выше, чем двукратное превышение истинного значения для принятия верного решения о размещении скважины или для обнаружения барьеров проницаемости флюида с помощью шагов в профилях вязкости (как правило, менее чувствительны, чем при использовании данных химического состава) и должен быть, как правило, выше, чем около ±20% истинного значения для принятия решения относительно выбора холодной или термальной добычи в залежах очень тяжелой нефти или битуминозных песков. В обычных лабораторных определениях вязкости погрешности составляют порядка 1-5%, этого уровня точности можно достигнуть и на буровой площадке посредством извлечения и измерения более или менее чистых проб битума почти в режиме реального времени на поверхности или в забое скважины. Современные технологии оценки вязкости нефти на месте, например, использующие скважинные ЯМР-свойства, предоставляют такие оценки вязкости, которые могут не отвечать этим критериям, особенно в отношении тяжелых и сверхтяжелых нефти и битумов.
Определение и включение достаточно точных и корректных данных динамической вязкости для тяжелой нефти и битума, и пространственных изменений вязкости при вертикальном разрешении порядка одной пробы на 1-5 м разреза пласта в планировании и процессе проектирования добычи, и тот факт, что операция может быть достигнута в режиме реального времени, приводят к значительному улучшению эффективности добычи и повышению общего уровня производительности.
Химический анализ и анализ свойств пластовых флюидов, извлекаемых из пласта на месте в пластовых условиях, может быть предпочтительным для инженеров по разработке месторождений и геофизиков. Это особенно важно для месторождений тяжелой нефти, в которых нефть зачастую не будет течь в естественных пластовых условиях. Достижения в способности отбирать пробы и выполнять характеристику пластовых флюидов, текущих на месте в пластовых условиях, были сделаны в последнее десятилетие с помощью динамической системы опробования скважины в сочетании с использованием передовых оптических спектрометров.
Однако, современные инструменты могут быть не в состоянии предоставить молекулярную информацию, необходимую для многих геохимических областей применения, например, для обнаружения барьеров или перегородок внутри пластов, которые частично или полностью ослабляют поток флюида во время добычи нефти или они вообще не работают в ситуациях, когда нефть не может затекать в инструмент, что свойственно залежам битума и тяжелой нефти.
Настоящее раскрытие описывает способ быстрого и недорогого извлечения пластовых флюидов из залежей тяжелой нефти и битума для геохимического анализа или анализа свойств пластовых флюидов (например, нефти, воды, газов) на месте, а также описывает некоторые технические достижения, обеспечивающие высокоразрешающие молекулярные геохимические области применения и высокоразрешающие свойства флюида, и оценку насыщенности флюидом, а также замену дорогостоящих процедур испытания на приток тестами (на основе быстрого отбора керна) таких данных, выполняемыми на месте на регулярной основе.
Способ описывает устройство для очистки стенок ствола скважины и загрязнений бурового раствора пластового материала на месте, чтобы позволить зонду для отбора проб или кернорвателю извлекать пластовые флюиды или поместить в формацию всю систему отбора пластовых проб. Настоящее раскрытие дополнительно предусматривает извлечение пластовых флюидов растворителем и характеристику флюидов с использованием системы датчиков для получения химической информации, которую можно использовать для получения на месте, посредством сопоставления с базовым набором проб, вязкости, плотности в градусах АНИ, общей кислотности или измерения любого другого свойства флюида. Способ также позволяет определить нефтенасыщенность и водонасыщенность горной породы.
Определение вязкости нефти и битума, как правило, проводится в лаборатории на более или менее чистых пробах нефти или битума с использованием вискозиметра, вискозиметра или реометра. Для обычных темных нефтепродуктов и конденсатной нефти, извлеченных в процессе добычи, или с использованием обычной бурильной колонны или другого способа тестирования/извлечения флюида, потеря небольшого количества летучих компонентов во время отбора проб, транспортировки, хранения и анализа нежелательна, но может лишь незначительно повлиять на итоговое измеренное значение свойства. Однако для проб тяжелой нефти и битума потеря даже незначительного количества летучих компонентов (газов или летучих соединений, которые выполняют функцию эффективных растворителей) может вызвать большие изменения в измеряемой вязкости. Аналогичным образом, загрязнение пробы тяжелой нефти или битума небольшим количеством материала, который может выполнять функцию растворителя, например, низкомолекулярными органическими веществами, включенными в буровой раствор или жидкости для гидроразрыва пласта, может привести к значительному снижению измеренной вязкости пробы тяжелой нефти или битума.
Способ, описанный в настоящем документе, может использоваться для получения свойств тяжелой нефти с использованием свойств, измеренных у экстракта растворителя всех пластовых проб (матричных минералов, попутной воды, бурового раствора, а также нефти/битума).
Заявка на патент, находящаяся на рассмотрении в США No. 12/673768, включенная в настоящий документ в виде ссылки, как если бы была приведена в полном объеме, описывает способ получения измерения физической вязкости (с использованием вискозиметра или реометра) проб тяжелой нефти или битума, которые были извлечены или разбавлены или иным образом смешаны с растворителем и, следовательно, загрязнены этим растворителем. Это достигается посредством частичного удаления растворителя из смеси тщательно подобранных растворителей, чтобы убедиться в том, что летучие компоненты в пробе случайно не были удалены во время частичного удаления растворителя и затем проведения серии определений вязкости растворителя, содержащего нефтяные смеси. Эти определения вязкости связаны с определением количества остаточного содержания растворителя на каждом этапе, а затем с оценкой экстраполяции величины вязкости растворителя на нулевую концентрацию. Этот подход может использоваться на месте в случае, если применяется подходящая система отбора проб и вискозиметр. Способ также может быть расширен посредством добавления, а не удаления различного количества растворителя, такого, при котором вязкости, измеренные в растворах нефти с растворителями при различных концентрациях, могут использоваться для получения точной вязкости для не разведенной пробы нефти.
Настоящее раскрытие направлено на быстрое и точное определение на месте (в буровой скважине) вязкости газированной нефти (наполненность растворенным газом) или других объемных свойств нефти или битума в пластах, геохимического анализа ключевых компонентов нефти, а также нефтенасыщенности и водонасыщенности с помощью системы отбора пластовых проб и датчика, вмонтированного в соответствующий каротажный инструмент. Метод на месте обеспечивает преимущество получения самых свежих, насколько это возможно, проб с минимальной потерей объема летучих компонентов, поскольку пластовый материал никогда не был подвержен разгерметизации. Настоящий способ может предоставить определение вязкости самых свежих, насколько это возможно, проб и, следовательно, более близкой к вязкости «газированной нефти», то есть к той, которой она была в пласте до бурения. Это сводит к минимуму экстраполяцию от измеренной вязкости к истинной, вязкости газированной нефти и, таким образом, уменьшает погрешность оценки вязкости газированной нефти и, таким образом, повышает точность инженерного расчета пласта.
Измерение вязкости нефти на поверхности обычно включает получение более или менее чистой нефтяной или битумной фазы из извлеченных пластовых проб горной породы посредством прессования пробы керна или высокоскоростного центрифугирования, или замещения нефти несмешивающимся вязким флюидом (способ механического сбора) для извлечения нефти, не содержащей растворитель, с последующим анализом вязкости нефти с использованием вискозиметра, вискозиметра или реометра. Данный процесс, как правило, не может быть сделан на месте в буровой скважине и, таким образом, летучие компоненты нефти или битума, как правило, теряются во время извлечения, транспортировки и хранения проб. Размещение плунжера или другого механического устройства в скважинном инструменте, снабженного системой очистки проб и подачи керна и системы извлечения на месте, а также вискозиметра на месте может решить эту проблему.
Однако, более рационально использовать различные методы химических индикаторов определения вязкости нефти или других свойств, чувствительных к нефти, таких как температура потери текучести, плотность в градусах АНИ или общая кислотность (TAN) с помощью соответствующих датчиков, вмонтированных в инструменты для скважинного каротажа или отбора проб. Те же индикаторные способы могут также применяться для обеспечения определения вязкости в режиме реального времени на буровой площадке с использованием отбора шлама или проб керна, так как эти материалы выносятся на поверхность во время бурения или получаются позже, в лаборатории. Индикаторный способ не определяет вязкость или прочие свойства непосредственно, а вместо этого использует базовый набор калибровочных масел и химических анализов для установления корреляционной функции, которая затем может быть применена к набору данных химического анализа целевой выборки для получения точных свойств флюида, таких как плотность в градусах АНИ или вязкость. Поскольку способ основан на химических свойствах с использованием корреляции с соответствующей технологией химического распознавания, использующей, например, масс-спектрометрию или оптическую спектроскопию, целевые химические особенности, связанные с корреляцией свойств флюида могут быть извлечены даже из загрязненных смесей флюидов, которые преобладают в окружающей среде скважины. Такой способ, как описано в настоящем документе, реализованный на месте позволит легко оценить вязкость нефти, плотность в градусах АНИ, температуру потери текучести или общую кислотность (TAN) или прочее свойство.
Способ использует определение химических свойств битума, которые затем используются в качестве индикатора определения вязкости или другого свойства пробы нефти или битума. Эти химические свойства могут содержать спектр инфракрасного излучения и/или распределение по массе молекулярных или фрагментарных ионов органических компонентов в пробе или отклики датчиков типа «электронный нос» в коктейль компонентов, содержащихся в пробе сырой нефти.
Измерения химических и/или физических свойств осуществляются с использованием одного или нескольких датчиков, характерных для присутствия, отсутствия или относительного количества многочисленных химических компонентов в пробе и/или объема физических свойств, для которого была завершена должная калибровка индикаторов. Высокоспециализированные датчики обеспечат результаты анализа в течение одной минуты или меньше. Датчики достаточно прочны для того, чтобы развернуться в буровой скважине внутри каротажного инструмента и/или работать в полевых условиях на буровой площадке.
Сигналы датчика могут быть настроены так, чтобы реагировать на нефтяную или битумную фазу посредством изучения откликов датчика, идущих только от целевой анализируемой пробы и, таким образом, способ нечувствителен к действию растворителей или добавок к буровому раствору и, следовательно, обработка проб может быть облегчена использованием растворителя на месте или на буровой площадке. Датчики могут также измерять абсолютные количества нефти и/или воды в извлеченном флюиде или пробе экстракта растворителя, делая возможным определение насыщенности флюидом.
Измерения химических и/или физических свойств могут быть сделаны либо, исходя из всех проб горной породы (например, стенка буровой скважины для измерений на месте или отбор шлама/проб керна для измерений на буровой площадке или в лабораторных условиях, или проб пород из обнажений в полевых условиях), либо проб битума, который был соответствующим образом отделен от твердого скелета породы, а также попутной воды на месте или на поверхности или извлеченной в качестве опытной пробы с помощью соответствующего контрольно-измерительного прибора или способа. То есть, способ может получать данные от твердых или жидких проб. Важно то, что измерения могут быть сделаны на основе раствора растворителя битума. В то время как, растворитель, содержащий нефть, как правило, не подходит для определения вязкости, для получения достоверных данных о вязкости нефти может использоваться как подход химических индикаторов, так и подход прямого измерения вязкости смесей нефти селективной очистки с различным содержанием растворителя. Таким образом, извлечение растворителем нефти (и воды) из пластов является новым подходом в получении на месте данных флюида и решает фундаментальную проблему использования поточных приборов для отбора проб в залежах тяжелой нефти и битумов, в которых флюиды не текут. И химический (на основе индикаторов) корреляционный способ, и прямой способ измерения вязкости на месте на основе смеси растворителя могут использоваться для получения точных измерений вязкости. Устройство, описанное в настоящем документе, может, таким образом, извлекать пробы флюидов газированной нефти и растворителя для определения характеристик флюидов в пластах, в которых невозможен естественный поток флюидов.
6
Системы, устройства и способы настоящего раскрытия могут реализовываться, чтобы использовать знание, как значений динамической вязкости, так и пространственных изменений в вязкости с целью реализации одного или нескольких из следующих преимуществ. С помощью описанного процесса можно быстро определить вязкость нефти для проб с вязкостью, по меньшей мере, 30×10сП при температуре 20°C. Вязкость можно точно измерить на месте в буровой скважине для небольших проб флюидов, намного меньше, чем 1 г извлеченной нефти и воды в растворителе. Вязкость можно измерить для проб, извлеченных из пластов с высокой или низкой нефтенасыщенностью, менее 8 масс % нефти, в которых поток нефти ограничен естественными условиями. Вязкость также можно измерить для проб, которые были повреждены во время бурения посредством загрязнения нефти летучими соединениями, в том числе маслами, введенными в скважину, например, буровым раствором. Динамическую вязкость можно быстро получить при условии большого числа вертикальных (в вертикальной скважине) или горизонтальных (в горизонтальной скважине) точек отбора проб (на месте) или в случае большого количества извлеченных проб (извлеченная скальная порода, отбор шлама или проба керна на буровой площадке или в лаборатории на поверхности), тем самым, обеспечивая достаточное пространственное разрешение данных для того, чтобы сделать точные и достоверные профили вязкости, необходимые для залежей тяжелой нефти и битумов, в которых вязкость очень быстро изменяется в зависимости от глубины. Абсолютные значения вязкости нефти можно измерить в режиме реального времени, обеспечивая возможность немедленной оценки относительно пригодности залежи для разработки посредством холодной добычи и разработки улучшенной стратегии добычи или для того, чтобы убедиться, что рентабельная добыча вообще не возможна.
Вязкость дегазированной нефти в нефтяном пласте, особенно в нефтенасыщенных песчаных и битуминозных карбонатных пластах, можно определить с помощью физических и/или геохимических процедур на буровой площадке с помощью анализа пластового керна на поверхности посредством извлечения нефти и использования вискозиметра или реометра. При геохимической оценке физических свойств пластового флюида в случае небольшого количества нефти, всегда целесообразно использование подхода химических индикаторов. При измерении вязкости нефти в нефти, извлеченной растворителем, также возможно использование измерения при нескольких концентрациях растворителя. Такие способы могут выполнять базовое исследование вязкости нефти на территории.
Во время бурения с целью определения контуров скважины обычно берутся пробы тяжелой нефти или нефтеносного песка для оценки запасов, а также с целью проектирования процесса добычи. Небольшое количество (например, 250 г) свежего кернового материала можно собрать на буровой площадке с обоих концов керноотборника или концов разреза ствола скважины, или из самого керна, а также можно извлечь механическим путем с целью извлечения пробы нефти или битума. В большинстве случаев можно извлечь от 5 до 10 г более или менее чистого битума, который можно немедленно проанализировать на вязкость (и плотность/плотность в градусах АНИ) при различных температурах. Вся эта процедура может быть завершена в течение 90 минут или меньше. Разумеется, эти же пробы керна всегда достаточно хороши для геохимического анализа с целью оценки вязкости.
Извлечение нефти или битума посредством механического прессования дает нужный эффект не для каждой пробы керна, особенно это касается проб с низким содержанием битума (например, <5 масс %) и/или песчаного керна, содержащего очень высоковязкую нефть или высокомонолитных, неспособных к уплотнению карбонатных кернов. Для этих типов проб тугоплавкого керна, применение ProxVisc™ (например, определение вязкости нефти, извлеченной растворителем с помощью химического индикатора) может быть лучшим вариантом для оценки вязкости дегазированной нефти, так как он способен работать с очень маленькими пробами, даже если они загрязнены буровым раствором или жидкостью для гидроразрыва пласта. Анализ газовой хроматографии-масс-спектрометрии (GC-MS) осуществляется для экстрактов растворителя битума или тяжелой нефти из проб тугоплавкого керна для получения информации о количественном составе источника, содержащего органические молекулярные маркеры, преобразованности нефти и пост-зарядном изменении (например, биодеградации). Посредством сравнения геохимического состава тугоплавких кернов с составом кернов добытой нефти и/или кернов, для которых выполнялось измерение вязкости в дополнение к газовой хромато-масс-спектрометрии, можно рассчитать вязкость тугоплавкой пробы флюида.
ProxVisc™ представляет собой способ эффективной оценки вязкости нефти для проб, которые не дают или дают недостаточную, или недостаточно чистую механически извлеченную нефть или даже оценку вязкости любой нефти, извлеченной с помощью любых средств, загрязненной или нет. ProxVisc™ использует молекулярную геохимию для расчета вязкости битума и/или плотности в градусах АНИ от количественного анализа концентраций различных углеводородов и неуглеводородных соединений, что представляет собой их химические «отпечатки пальцев». Для оптимального использования для обеспечения подходящего соотношения между вязкостью и подробным химическим составом используют набор химических измерений и данных о физических свойствах для набора калибровочных масел, относящихся к опытным пробам.
Типы проб содержат любые пробы нефти, полученные механическим путем или растворителем, небольшие пробы, пробы с низкой пористостью, или пластовые пробы с низкой нефтенасыщенностью; пробы высоковязкой нефти, пробы пластовых пород из обнажений или шлама; пробы бурового раствора или иных загрязненных проб. Подходящие пробы содержат старый, размороженный керн и пробы шлама (1 г керна или шлама, или 200 мг битума) или экстракты растворителей, например, битум, извлеченный с использованием толуола во время анализа по методу Дина-Старка, или битум, извлеченный с помощью механических средств (например, плунжера или центрифуги, или других средств), но в количестве, которое слишком мало для измерения вязкости обычными способами. Преимущества возможности анализировать небольшие пробы (<3 г породы) позволяют оценить вязкость доступных малых проб архива; вязкость шлама, дающего небольшое количество нефти; выполнить анализ профиля вязкости нефти в карбонатных пластах, в которых механическое извлечение нефти невозможно и, конечно, также возможен анализ на месте.
ФИГ. 5B иллюстрирует способ 550 для оценки вязкости или других свойств нефти (например, плотность в градусах АНИ, газосодержание пластовой нефти (GOR), объемный коэффициент или другие параметры давления, объема, температуры, общая кислотность, температура потери текучести или иное) с помощью химического анализа и хемометрики - за пределами или на месте. На этапе 552 аналитический метод позволяет отличить ключевые различия химического состава сырой нефти, что необходимо для оценки целевого свойства или свойств нефти (например, вязкость) или пластовых барьеров. Оценку можно сделать, например, с помощью химического индикатора. Она может включать оценку типа химического соединения (например, концентрацию или распределение определенных углеводородов и/или неуглеводородов с гетероатомными функциональными группами); разницу молекулярной массы, которая может указать на то, преобладает ли в нефти легкий нефтепродукт или тяжелый нефтепродукт, а также определить и отследить ключевые геохимические процессы, влияющие на вязкость нефти, такие как нефтяная биодеградация или нефтематеринские фации, или зрелость.
На этапе 554 анализируется набор калибровочных масел с изучаемой территории, в которых целевое свойство (например, данные о вязкости) было определено с помощью классических средств с целью обеспечения многомерного массива данных и преобразования, которое преобразует результаты геохимических исследований в вязкости с помощью многомерного статистического анализа и/или нейросетевого анализа и корреляции. В цикле анализа нефть, извлеченная из искусственного керна или проб шлама, подвергается геохимическому анализу, а результат преобразуется посредством многомерной функции преобразования в оценку вязкости. Измерения целевых свойств будут осуществляться в соответствующих условиях, например, если потребуется вязкость дегазированной нефти, то в качестве калибровочных данных будет использоваться дегазированная нефть, а если потребуются измерения вязкости газированной нефти, то будут использоваться целевые данные вязкости газированной нефти. Если бы было нужно оценить другие свойства (например, общую кислотность), они бы стали частью калибровочных данных.
На этапе 556 пробы анализируют для химического состава с помощью выбранной системы датчиков. Определенные типы датчиков содержат системы на основе газовой хроматографии или хромато-масс-спектрометрии или системы спектрометрии подвижности ионов, или оптической спектроскопии, например, система инфракрасной спектроскопии на основе преобразования Фурье (FTIR) и система «электронный нос».
Примеры конкретных датчиков могут содержать инфракрасный датчик и «электронный нос», но не ограничиваться ими. Инфракрасная спектроскопия на основе преобразования Фурье предоставляет данные для широкого диапазона длин волн с коротким аналитическим периодом и многими доступными системами, в том числе небольшой малой мощностью, портативными системами, способными анализировать растворы или пробу на основе нефти в целом посредством окон прозрачности. Органическая масс-спектрометрия с широким диапазоном молекулярной массы до ~1500 Дальтон может быть осуществлена с помощью масс-спектрометра подвижности ионов, работающего в воздухе или в газовой фазе, или при давлении, близком к атмосферному, и выполненного с возможностью соединяться с устройством. Дополнительные сенсорные устройства могут быть основаны на работе оптических средств, спектроскопии комбинационного рассеяния, лазерно-индуцированной флуоресцентной спектрометрии, лазерной абсорбционной спектроскопии, спектроскопии резонансной ионизации или изменении электрических свойств наборов различных электропроводящих полимеров или углеродов посредством адсорбции или абсорбции индикаторных компонентов из нефти («электронные носы»).
1
5
6
11
12
40
Инфракрасные датчики особенно полезны в этой области применения. В случае использования инфракрасного датчика матрица свойств нефти или битума была бы эффективным показателем поглощения (или передачи) нефтяного раствора в растворителе при различных длинах волн, дальних от инфракрасного диапазона или близких к нему. В случае использования масс-спектрометра (MS) свойства нефти или битума были бы относительными высотами пиков при различных молекулярных массах. В случае использования «электронного носа» спектр данных будет состоять из ряда откликов от каждого сенсорного элемента, каждого элемента, реагирующего на набор конкретных типов компонентов. Элементы датчика могут быть выбраны таким образом, чтобы быть чувствительными к конкретным компонентам нефти, которые являются известными индикаторами для вязкости. К ним относятся, например, (1) Легкие углеводороды C-C; Промежуточные углеводороды C-C; (3) C-C углеводороды; (4) Определенные показатели уровня биодеградации, например, обилие резистентных гетеросоединений, таких как асфальтены, тиоароматические соединения, и т.д.; и (5) Определенные алканы и ароматические углеводороды, в том числе определенные алкилароматические соединения.
Кроме того датчики, способные количественно обнаруживать смесь воды и нефти, более предпочтительны, а системы FTIR, MS и «электронный нос» способны выполнять данную функцию.
Чтобы предсказать ключевые параметры для многих областей применения, к сложным системам, содержащим нефть, уголь и другие вещества посредством использования геохимических компонентов были применены химические корреляции с измеренными свойствами флюида, использующие многомерные методы, например, частные наименьшие квадраты и нейронные сети. Для этих методов характерно то, что они могут использоваться быстро, не требуют больших затрат, используют ограниченный набор измеренных данных и маленькие пробы нефти для выборочной совокупности расчета. Чтобы обеспечить диапазон калибровки проб, все колебания компонентного состава набора расчета, иерархический кластерный анализ (HCA) и/или анализ главных компонент (PCA) обычно применяются для определения наиболее характерных переменных. Затем вязкость пробы нефти или битума определяется из матрицы физических и/или химических свойств посредством многомерного статистического анализа с помощью частного или классического анализа наименьших квадратов, анализа главных компонент, анализа чередующихся наименьших квадратов, многомерного метода подгонки кривой, анализа адаптивной нейронной сети, или генетического алгоритма, или метода опорных векторов нелинейной корреляции, или с помощью универсального набора калибровки композиционно-флюидных свойств на участке, или с помощью калибровки, характерной для местного распространения нефти или битума. Применение большого числа параметров, измеренных одновременно, разрешает деконволюцию данных, характерных для целевого свойства, в данном случае - вязкости. В то время как свойства флюида можно оценить, количественные геохимические составы компонентов можно тоже определить таким же способом, и эти профили состава по высоте нефтяного пласта могут использоваться для оценки расчлененности пласта или для обеспечения базы изменений состава нефти, в качестве базового исследования размещения добычи. Таким образом, можно определить концентрацию ароматических углеводородов в сырой нефти с использованием данных FTIR и многомерных корреляций.
Индикаторный способ измерения вязкости, использующий многомерный статистический подход, также предусматривает оценку погрешности расчетного значения свойства нефти, позволяющую определять факторы риска в режиме реального времени, особенно когда значения вязкости близки к критическим физическим и/или экономическим пределам и нужно принять важные решения.
Для аналитических систем на основе газовой хроматографии количественная оценка содержания или распределений до нескольких сотен химических соединений с использованием блока внутренних стандартов предусматривает калибровку проб как в относительном, так и в абсолютном контексте концентрации. Для получения более корректных и точных данных проба тяжелой нефти или битума сначала очищается посредством хроматографии путем пропускания нефти через адсорбент с высокий полярностью, например, фторированный силикон или глину, который удаляет наиболее полярные фракции сырой нефти и позволяет последующее хроматографическое отделение чистой твердой углеводородной фракции, подходящей для очень точного количественного анализа посредством газовой хромато-масс-спектрометрии. Подобные абсолютные массы пробы (~40 мг) и объемы растворителя (~1 мл), автоматизированная система ввода и фиксация времен удерживания во время газовой хромато-масс-спектрометрии обеспечивают хорошо сходимые, количественные результаты. Посредством анализа стандартного набора ароматических и насыщенных углеводородов и неуглеводородов методом газовой хроматографии-масс-спектрометрии (GC-MS) и корреляции результатов относительно набора данных калибровочной вязкости или плотности в градусах АНИ, можно оценить уровень биодеградации и качество нефти для проб, свойства которых нельзя определить непосредственно. То есть, стандартные пробы с известными физическими свойствами используются для разработки геохимических индикаторов этих свойств. При наличии соответствующих наборов калибровочных данных, вязкости, полученные посредством корреляционного метода, обычно оказывались в пределах 10% от условно измеряемых вязкостей.
Даже без местных калибровочных данных оценки вязкости точнее, чем порядок величин. ФИГ. 7 (усовершенствовано после обмена, S., Adams, J., Gates, I. D., Bennett, B. and Huang, H., «The origin, prediction and impact of oil viscosity heterogeneity on the production characteristics of tar sand and heavy oil reservoirs» Journal of Canadian Petroleum Technology 47, 2008, pp 52-61) иллюстрирует применение базового подхода в залежах битуминозных песков, а точнее, вязкость дегазированной нефти и химический состав битумов месторождения нефтеносных песков Bluesky на реке Пис, где непосредственно измеренная вязкость нефти и химически оцененная вязкость нефти сравниваются и хорошо согласуются. В этом случае анализ поверхности пластового керна, извлеченного растворителем, представил данные для анализа. Видно, что геохимические индикаторные данные и данные о вязкости, измеренные классическим путем, очень сопоставимы.
В то время как крупные системы газовой хромато-масс-спектрометрии нелегко настроить в скважине в обычной среде каротажного инструмента, небольшие портативные прямые узкие масс-спектрометры ионной подвижности, без разделения смесей посредством газовой хроматографии обычно используются в целях защиты и применимы к характеристике скважинного флюида в сочетании с пробами, описанными в настоящем документе.
В качестве альтернативы методам газовой хромато-масс-спектрометрии или масс-спектрометрии может использоваться спектроскопический химический датчик очень чувствительный к различным индивидуальным соединениям и классам органических соединений, например, спектрометр FTIR для быстрого предоставления достаточно подробных химических «отпечатков пальцев» проб с небольшой подготовкой или практически без подготовки проб. Преимущества использования этого типа датчика включают малый размер, низкое энергопотребление, отсутствие внешней необходимости подачи газа или вакуума, а также надежность в эксплуатации, что позволяет использовать его на буровой площадке и или в скважине. Такие датчики могут работать с пробами газовой фазы, жидкой фазы или твердой фазы.
-1
-1
-1
-1
Что касается ФИГ. 8, использование FTIR спектроскопии для измерения вязкости нефти проиллюстрировано на пробах в присутствии других частиц и FTIR также эффективной для оценки эффективности производительности добычи руды в нефтеносных песках при обработке с помощью системы подготовки горячей воды или другого процесса разделения битума. Таким образом, FTIR, способная разрешить распределения контрольной функциональной группы свойств поверхностно-активных веществ неуглеводородных молекул, а также оценить связывающую среду углерод-углерод и углерод-водород и реагировать на изменения в молекулярно-массовых распределениях, является идеальным средством выполнения индикаторных химических измерений для расчета широкого ряда физических и химических свойств тяжелой нефти, битума или природной нефти (в том числе плотность в градусах АНИ, вязкость, общую кислотность, температуру потери текучести и технологические свойства поверхности в разделении пласта или процессе очистки). FTIR или FTNIR спектроскопия также может разрешить проблему присутствия воды в присутствии углеводородов, а также может определить абсолютные количества нефти и воды в смеси нефти, воды и растворителя. Таким образом, можно определить содержание воды в пробе с использованием, например, абсорбции на волновых числах 4000-3400 см и 2000-1300 см, в то время как обилие нефти и нефтяных соединений можно оценить одновременно, используя абсорбцию на 2800-3200 см и 1000-1200 см.
-1
2
Содержание углекислого газа во флюидах можно оценить, используя абсорбцию на волновых числах 2200-2400 см, следовательно, этот метод можно использовать для оценки содержания CO в пластовых флюидах и, таким образом, использовать для исследования подземных хранений углекислого газа. Таким образом, FTIR спектроскопию можно использовать для оценки нефтенасыщенности и водонасыщенности с помощью анализа содержания воды и нефти в экстракте растворителя породы, а также оценивать физические свойства нефтепродукта в смеси растворителей. Используя многомерные подходы анализа, можно достичь деконволюции перекрывающихся полос поглощения из множества компонентов по всему спектру. Также можно использовать другие методы спектроскопии, в том числе спектроскопию видимого излучения и спектроскопию УФ-видимого излучения.
FTIR спектроскопию можно использовать наряду с хемометрическими методами, такими как анализ главных компонентов, регрессия частных наименьших квадратов и многомерный метод подгонки кривой, чтобы вывести абсолютные концентрации характерных химических маркеров в смеси из анализа FTIR спектров. Так, например абсолютные концентрации алкилфенантренов, алкилнафталинов или других молекулярных частиц, которые были измерены в калибровочном наборе масел с помощью методов газовой хромато-масс-спектрометрии, можно установить на целевые масла с использованием FTIR спектроскопии и хемометрических методов. Таким образом, подход может осуществлять концентрацию компонентов или других логарифмов, способных обнаруживать участки пласта (например, как проиллюстрировано на ФИГ. 6).
Подход «электронный нос» использует набор электронных датчиков, чьи электротехнические свойства реагируют на целевой аналит и чей массив откликов может быть откалиброван на наличие или концентрацию компонентов целевых аналитов в смеси. Используя традиционные хемометрические методы, как описано выше, подход «электронный нос» может обеспечить подобную прогностическую способность системам, основанным на GC-MS и FTIR, рассмотренным выше. Большинство «электронных носов» используют группу датчиков, реагирующих на летучие соединения или соединения различной полярности при контакте; адсорбция летучих соединений на поверхности датчика приводит к изменению датчика. Наиболее часто используемые датчики содержат устройства со структурой типа металл-оксид-полупроводник (MOSFET), электропроводящие полимеры или микровесы на кристалле кварца. Эти электронные группы датчиков выполняют функцию мониторинга экологической и химической безопасности и являются эффективными маломощными системами датчиков, подходящими для оценки химического состава с целью расчета содержания нефти и воды, а также свойств в пробах, растворах растворителя или непосредственно извлеченных из пластов.
Для набора вязкости нефти ключевые химические сигналы (вариации концентрации соединений или вариации ключевых спектральных длин волн, или волновые числа в пределах набора калибровочных масел), которые оптимальны для контроля и расчета вязкости нефти или любого другого параметра, могут быть выбраны с помощью таких методов, как анализ главных компонент или посредством выбора химических сигналов, которые показывают значимые корреляции вязкости (или другого параметра) и большие отклонения в наборе калибровочных проб. Несколько типов химических спектральных данных могут быть использованы для методов, содержащих газохроматографические данные; масс-спектральные данные; оптическую спектроскопию при длинах волн в спектре инфракрасного, ультрафиолетового или видимого излучения. Главное - иметь воспроизводимые количественные данные, которые связаны со спектральным откликом, в зависимости от времени удерживания (методы GC или GC-MS) или длины волны или волнового числа (FTIR или другие спектроскопии) целевых свойств изучаемых пластовых проб.
В некоторых воплощениях (например, метод 500), раскрытых в настоящей заявке, можно выполнить несколько шагов для получения вязкости газированной нефти или свойства другого флюида на месте. Например, первым шагом может быть очистка стенки скважины от бурового раствора, чтобы избежать или свести к минимуму загрязнение или иным образом избежать отбора фильтрата бурового раствора при извлечении пробы нефтепродукта. Вторым шагом может быть извлечение чистой, смешанной нефти, свободной от бурового раствора и пробы водяного флюида при пластовой температуре и давлении (FTP). Если этого нельзя достичь, можно также оценить пробы нефти, извлеченные растворителем, даже если они загрязнены. Третий шаг может использоваться для измерения вязкости флюида прямо или косвенно, используя подход ProxVisc™ при FTP. Четвертый этап может заключаться в том, чтобы в идеале сохранить отдельную пробу герметизированного флюида для транспортировки и анализа на поверхности.
Массив физических и/или химических свойств битума или тяжелой нефти измеряется с помощью одного или нескольких сенсорных устройств, которые характерны для нефтяной или битумной фазы. Использование одного или нескольких датчиков, характерных для нефти или битума, позволяет проводить измерения на «сырой» пробе пластовой породы, в том числе минеральную матрицу и попутную воду. Датчик также позволяет определить физические и/или химические свойства в присутствии органического или другого растворителя со свойствами, которые не мешают комбинации проба/датчик. Примеры растворителей содержат, но не ограничиваются такими растворителями как толуол, дихлорметан (DCM), хлороформ, четыреххлористый углерод или сероуглерод, которые имеют характерные спектрометрические свойства, отличные от свойств сырой нефти.
Когда нужно взять пробы жидких нефтепродуктов и попутных растворенных газов, можно использовать полярный, спектроскопически и химически индивидуальный гидрофобный растворитель, такой как дихлорметан, хлороформ или четыреххлористый углерод. Кстати, изотопно-меченные растворители, в которых водород заменен дейтерием, могут быть предпочтительнее.
Когда нужно извлечь пробы воды для количественной оценки, можно использовать гидрофильный полярный растворитель, такой как безводный метанол или ацетон, или прочие гидрофильные органические соединения.
Когда нужно извлечь и воду, и нефть, можно использовать смеси гидрофобного и гидрофильного растворителя, смесь растворителей, таких как дихлорметан и метанол в соответствующих количествах. Стандартная смесь может содержать 90% дихлорметана и 10% метанола или 93% дихлорметана и 7% метанола.
2
2
Когда нужно взять пробу кислотных флюидов, таких как CO или HS в высокой концентрации, можно использовать раствор гидроксида натрия или других водных щелочных растворов.
Модифицированный пробоотборник, очищающий стенки скважины, описанный выше, может выполнять одну или более операций. Например, устройство счищает поверхностный буровой раствор/фильтрат и помещает герметичный контейнер на очищенную поверхность пласта. Затем зонд пробоотборника просверливается через систему очистки в пласт и небольшой объем спектроскопически индивидуального полярного растворителя (например, дихлорметан) вводится в пласт через долото пробоотборника, или в одном из воплощений игла вкручивается в формацию. В другом воплощении капиллярный несущий шнек ввинчивается в формацию и вводится растворитель.
После ввода растворителя в пласт в течение некоторого периода времени растворитель извлекает пластовую нефть вместе с содержащимся в ней растворенным газом или пластовой водой, или и тем, и другим. Затем насосный модуль извлекает растворитель и нефть, у которой будет различная концентрация, зависящая от доступа флюида и смешивания. Используются только небольшие объемы растворителя (<<5 мл) для минимизации риска попадания растворителя в полость ствола скважины или загрязнения окружающей среды.
Когда флюид выводится в устройство с помощью насоса, он проходит через блок датчиков (нижеприведенное описание предполагает использование FTIR спектрометра, но, как описано выше, могут быть использованы и другие сигналы датчиков), в котором концентрация растворенного вещества оценивается на основе относительных пропорций индивидуального поглощения в растворе. Вода определяется с помощью уникальных полос поглощения или откликов воды, в то время как сырая нефть определяется с помощью откликов датчиков, подходящих для углеводородов и неуглеводородов в сырой нефти. Вязкость можно измерить с помощью коммерчески доступного прямоточного линейно подсоединенного вискозиметра или посредством замены блока датчиков.
2
Если требуется непосредственное измерение вязкости и вискозиметр является частью системы датчиков, вязкость газированной не содержащей растворитель нефти можно получить с помощью правил смешения или ряда простых процедур. Например, кроссплот ln(вязкость) смеси растворителей в зависимости от соотношения уникальной абсорбции или сигнала датчика нефти к уникальной абсорбции или сигналу датчика для растворителя, для нескольких измерений нефтяных растворов при различных концентрациях нефти и растворителя экстраполированный к нулевому содержанию растворителя, чтобы определить вязкость газированной нефти. Если Vm представляет собой вязкость смеси при одной концентрации растворителя, оцененной посредством спектроскопии, а Vm представляет собой вязкость при двойной концентрации растворителя, тогда истинную вязкость газированной нефти можно получить следующим образом.
Это применимо даже если абсолютная концентрация растворителя неизвестна, так, например, устройство может просто добавить аликвоты растворителя в извлеченный нефтяной раствор, а затем измерить вязкость с помощью вискозиметра, например, в аналитической химической системе датчиков 312, и, следовательно, это можно использовать для определения вязкости. Этот способ применим к любым нефтяным системам - легкой или тяжелой. Сохранение смеси растворителя/газированной нефти в герметичном контейнере может позволить извлечь пробу при давлении на поверхность для детального анализа.
Кроме того, используя простую спектроскопическую систему, такую как FTIR спектрометр для измерения концентрации нефти в извлеченном растворителе и соотношение концентраций нефти в двух таких извлеченных растворах нефти, полученных посредством многократных циркуляций растворителя (соотношение описано как -n), фактическую вязкость нефти можно оценить, используя следующее соотношение для вязкости нефти:
2
где Vm и Vm представляют собой вязкость каждого раствора.
И MS, и FTIR спектроскопические характеристики нефти могут рассчитать вязкость нефти с помощью хемометрических корреляций. Те же данные датчика могут также рассчитать концентрацию определенных геохимических маркеров, например, определенных насыщенных углеводородов, ароматических углеводородов или биомаркерных соединений в нефти. Используя эти данные, можно построить диаграмму геохимического каротажа, которая может оценить, является ли пласт расчлененным и разделенным на различные отсеки барьерами или перегородками (частично герметичные барьеры, посредством поиска композиционных шагов в профиле состава нефти).
В то время как прибор извлекает пробы пластовых флюидов, он также может отбирать пробы флюидов буровых растворов на месте и, если присутствуют признаки нефтеносности, то охарактеризовать их, описать состав нефти и свойства флюидов.
Соединительная система извлечения флюидов на месте, основанная на извлечении нефти и воды растворителем, допускает применение нескольких способов оценки вязкости и химического состава на месте. Появляется несколько способов оценки вязкости.
ProxVisc™ может использоваться с существующей сенсорной технологией (инфракрасная спектрометрия, спектрометрия ионной подвижности, масс-спектрометрия, «электронный нос» или др.), обеспечивая быструю многомерную (<2 мин) матрицу данных с множеством десятков переменных, которые можно преобразовать в вязкость или другое свойство флюида, оценку с помощью многомерных статистических методов или нейронных сетей, или других способов нелинейного распознавания образов и корреляционных подходов, и внешних калибровочных наборов данных, полученных из флюидов на участке или аналогичных флюидов в других местах.
Используя набор калибровочных масел различной вязкости для определенного типа нефти из конкретного месторождения, и, оценивая коэффициенты корреляции и колебания откликов датчиков во многих точках характеристики прибора (например, различные длины волн для оптического спектрометра или массы для коэффициента заполнения для масс-спектрометра), можно определить наиболее характерные переменные параметры отличительных свойств нефти в данном наборе нефти.
Способ предоставляет расширение технологии, что позволяет выполнять характеристику битума в присутствии растворителя на поверхности или на месте в пробе пластовой породы, и он может осуществляться на поверхности с любой из извлеченных проб (свежий природный или керн со стенки ствола скважины, шлам, битум, герметизированный керн, герметизированный керн со стенки ствола скважины, добыча нефти).
ФИГ. 9A-9B иллюстрируют другое воплощение прибора отбора проб 900 в соответствии с настоящим изобретением. Оно может использоваться с системами очистки стенок, описанными выше, или без них. В некоторых воплощениях прибор для отбора проб 900 может использоваться вместо или в дополнение к прибору для отбора проб 114, проиллюстрированному на ФИГ. 1 и 2А-2Е. Например, на верхнем уровне, прибор для отбора проб 900 может извлекать чистый экстракт растворителя пластовых флюидов, например, из подземного пласта 106. Например, когда он получен, один или более флюидов или других частиц можно извлечь из пробы с помощью устройства для извлечения и выполнить анализ с помощью устройства анализа, как дополнительно описано со ссылкой на ФИГ. 2A-2E, 3A-3B, 4, 5 и 10.
ФИГ. 9А-9В иллюстрируют вид прибора для отбора проб 900. Со ссылкой на эти фигуры прибор для отбора проб 900 содержит корпус 901, который, по меньшей мере, частично вмещает шприц 902, который содержит канюлю 904, которая, по меньшей мере, частично помещена в носитель шприца 906, и направляющую канюлю 908. Шприц 902 и/или носитель шприца 906 может быть соединен с направляющей шприца 912, например, пружиной или резьбовой направляющей, которая может двигать шприц 902 и/или носитель шприца 906 между втянутым положением и выдвинутым положением (например, на основе приема управляющего сигнала).
Шприц 902 дополнительно содержит плунжер 903, который соединен с направляющей плунжера, например, пружиной или резьбовой направляющей, которая может двигать плунжер 903 между незадействованным положением и задействованным положением (например, на основе приема управляющего сигнала). Дополнительно, как проиллюстрировано на ФИГ. 9A-9B, скоба 916 может быть соединена с корпусом 901 и вытягиваться, чтобы контактировать со стволом скважины 102, например, во время работы шприца 902, чтобы закрепить положение пробоотборника в стволе скважины.
ФИГ. 9А иллюстрирует прибор для отбора проб 900 в определенном месте в стволе скважины 102 (например, в забое скважины) и примыкающий к подземной пласту 106 (или любой другой формации или пласту, подлежащему отбору проб) в процессе работы. Как показано на ФИГ. 9А, канюля 904 помещена внутрь направляющей канюли 908 и трубки 910. Шприц 902 находится во втянутом положении. Как проиллюстрировано, скоба 916 может быть вытягивающейся (или вытянутой), чтобы контактировать со стволом скважины 102 и, например, закрепить положение (например, вертикальное, радиальное) прибора для отбора проб 900 в стволе скважины 120.
Обращаясь к ФИГ. 9B, эта фигура иллюстрирует шприц 902 (и, более конкретно, канюлю 904), вытянутый с помощью направляющей шприца 912 из втянутого положения так, чтобы канюля 904 контактировала со стволом скважины 102 и разместилась в пласте 106. В некоторых воплощениях у канюли 904 может быть сферический или заостренный конец и с помощью армированного наконечника она может проникать в рыхлый продуктивный пласт, что свойственно залежам тяжелой нефти и нефтеносных песков.
Канюля 904 может принимать одну из несколько форм. Например, как и обычная канюля с одним или несколькими торцевыми отверстиями, канюля 904 может забиться пластовым материалом во время проникновения в пластовую формацию. У канюли с боковым отверстием есть входное отверстие, при этом, использование канюли 904 позволяет добавлять или убирать растворители или растворы в/из формации пласта через боковой порт. Боковой порт канюли может помочь решить проблему закупорки порта пластовым материалом.
В некоторых воплощениях растворитель медленно нагнетается в пласт 106, а затем, в некоторых случаях после периода выдержки растворитель и нефтяная смесь отбираются в шприц 902. Затем шприц 902 выводится, а канюля 904 может герметизироваться, например, с помощью силиконового изоляционного слоя или оболочки 910, которая увеличивает безопасность, предотвращая загрязнение канюли 904 коркой бурового раствора. Затем раствор нефти может быть перенесен к сенсорному устройству через клапан и трубки или извлеченная проба переносится в герметичном шприце 902 на поверхность 104.
В некоторых воплощениях проникновение в подземный пласт 106 можно облегчить с помощью добавления вибрационного устройства (не показано) в канюлю 904. С прибором для отбора проб 900 можно использовать углеводород, полярные или водные растворители. Кроме того, в некоторых воплощениях, раствор растворителя извлеченных углеводородных флюидов можно извлечь на поверхность для дальнейшего анализа. В качестве альтернативы, в приборе для отбора проб для анализа извлеченного флюида на месте можно установить детектор, например, инфракрасный детектор или устройство печатной платы. Например, если такой датчик или детектор установить в нижней части шприца 902 (например, вблизи канюли 904), то будет анализироваться извлеченный раствор, тогда как, если датчик установить в верхней части шприца 902, напротив низа, то будет анализироваться свободное пространство в равновесии с раствором растворителя.
6
ФИГ. 10 иллюстрирует типовое воплощение устройства для извлечения нефти 1000 для удаления нефти из пластового материала. В некоторых воплощениях устройство 1000 может использоваться в дополнение или вместо устройства для извлечения 116, проиллюстрированного на ФИГ. 1. На верхнем уровне, устройство для извлечения 1000 может извлекать тяжелую нефть или битум на месте из твердой пластовой пробы, извлеченной с помощью прибора для отбора проб, например, проба 146, извлеченная с помощью прибора для отбора проб 114. Заявка на патент, находящаяся на рассмотрении в США No. 12/526608, включенная в настоящий документ в виде ссылки, как если бы была приведена в полном объеме, описывает воплощения устройства для извлечения, которое извлекает более или менее чистую нефть или битум со значением вязкости до около 30×10 сП (20°C), сначала выжимая воду, а затем нефть и, пропуская нефть через фильтровую систему для получения нефти без осадочных отложений и воды. Эта технология была объединена с обычным определением вязкости жидкой фазы на буровой площадке для получения значения вязкости почти в режиме реального времени. Устройство, как герметизированная система, извлекает нетронутую пробу нефти вместе с растворенным газом и, следовательно, содержание газа зависит от условий отбора пробы (например, поверхностных или на месте). Устройство может работать на поверхности или на месте, а также может использоваться для имитации процесса добычи, заменяя обычные испытания на приток.
Как проиллюстрировано на ФИГ. 10, устройство для извлечения 1000 обычно содержит цилиндр и поршень в сборе 1001 для сдерживания пластовой пробы внутри цилиндра. Поршень механически сжимает пробу внутри цилиндра. Цилиндр определяет нижнее отверстие 1001a. Нижнее отверстие закрыто основным узлом 1002, содержащим средства фильтрации для удерживания твердой части пробы, разрешая при этом эффективную передачу частей флюида, содержащих газ, воду и нефть. В одном воплощении средства фильтрации содержат комбинацию фильтрующих элементов, таких как мелкое сито, пористый диск или фритта. В одном варианте основной узел 1002 герметизирован напротив цилиндра с помощью термостойкого уплотнительного кольца в сборе, чтобы обеспечить полную герметизацию высокого давления. Средства фильтрации, очевидно, сводят к минимуму перенос песка и глины через нижнее отверстие 1001a, но позволяют битуму и тяжелой нефти затекать во флакон с пробой или герметизирующий сосуд под давлением 1005, которые могут содержаться внутри сборной камеры (не показана). Устройство также содержит пресс 1003 и предпочтительно содержит нагревающую рубашку 1004, связанную с цилиндром. Предпочтительно, чтобы устройство устанавливалось в раме 1006 для механической стабильности. Нагревательный элемент и пресс могут быть функционально связаны с контроллером 1010, который может быть ручным или управляться автоматически с помощью компьютерной программы.
Конечно, цилиндр и поршень в сборе 1001, фильтр и основной узел 1002 должны быть достаточно прочными, чтобы выдерживать давление, необходимое для механического извлечения проб через фильтр. В одном воплощении требуется, чтобы давление на единицу поверхности было выше 50 МПа, а более предпочтительно - более около 100 МПа. В одном воплощении для большинства проб необходимое давление может составлять около 120 МПа (9 тонн на квадратный дюйм площади поперечного сечения цилиндра) и может превышать 160-200 МПа (12-15 тонн на квадратный дюйм). В одном воплощении цилиндр содержит стальной цилиндр длиной 8 дюймов с внутренним диаметром 2 дюйма и наружным диаметром, по меньшей мере, около 2,5 дюймов, а предпочтительно - около 3 дюймов. Конечно, эти размеры могут изменяться в зависимости от предполагаемого размера пробы, внутреннего запаса прочности используемого материала и заданного давления, которое будет использоваться.
Поршень может быть механически обработан с высокими требованиями по точности к внутреннему диаметру цилиндра, чтобы предотвратить или свести к минимуму утечку между поршнем и цилиндром. В предпочтительном воплощении желательно, чтобы у поршня была относительно длинная юбка, которая увеличивает контактную поверхность между поршнем и цилиндром для лучшей герметизации, а также улучшает стабильность поршня внутри цилиндра. В одном предпочтительном воплощении одно или более поршневых колец (не показаны) обеспечивает(ют) более полную герметизацию и могут содержать полимерное уплотнительное кольцо, инертное по отношению к химическим веществам и стабильное при высоких температурах, например, вплоть до 200°C. Подобная герметичность позволяет полное сохранение и извлечение любого газа и легких соединений, присутствующих в битуме.
В одном воплощении фильтрующие элементы расположены в нижней части цилиндра около основного узла 1002, который плотно прилегает к нижней части цилиндра. Для предотвращения или сведения к минимуму утечки между цилиндром и основным узлом 1002, предпочтительно наличие кольцевой выточки, внутри которой прилегает цилиндр; диаметр выточки должен точно подходить наружному диаметру цилиндра.
Был описан ряд воплощений. Тем не менее, следует понимать, что возможны различные модификации. Например, другие способы, описанные в настоящем документе, кроме тех или в дополнение к тем, которые проиллюстрированы на ФИГ. 5А-5В могут быть выполнены. Дополнительно, проиллюстрированные этапы способов 500 и/или 550 могут быть выполнены в различном порядке, или одновременно, или последовательно. Дополнительно, этапы могут быть выполнены в дополнение к тем, которые показаны в методах 500 и/или 500, а некоторые этапы, показанные в методах 500 и/или 550, могут быть опущены без отклонения от настоящего изобретения. Дополнительно, различные комбинации компонентов, описанных здесь, могут быть использованы для воплощения подобных устройств. Соответственно, другие воплощения находятся в пределах объема настоящего изобретения.