СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ
METHOD AND DEVICE FOR DETERMINING CHARACTERISTICS OF FORMATION FLUIDS

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0001] Скважины обычно бурятся в подземных породах для того, чтобы получить доступ к флюидам, например, углеводородам, содержащимся в подземных пластах месторождения. Пласты, сквозь которые проходит скважина, можно оценивать для различных целей, в том числе для определения в пластах залежей углеводорода. Во время бурения могут использоваться один или несколько бурильных инструментов в бурильной колонне, чтобы тестировать или отбирать пробы пластов месторождения. После удаления бурильной колонны можно также опустить в скважину тросовый инструмент, чтобы протестировать пласты месторождения или взять с них пробы. Эти инструменты бурения и тросовые инструменты, а также другие скважинные инструменты, опускаемые с помощью безмуфтовых длинномерных труб, буровых труб, защитных кожухов или других средств транспортировки, также называются в данном документе «скважинным оборудованием». Определенное скважинное оборудование может содержать две или несколько встроенных компоновок нижней части бурильной колонны, у каждой из которых своя функция, и скважинное оборудование может использоваться самостоятельно или в сочетании с другим скважинным оборудованием в бурильной колонне.
[0002] Оценка пласта может включать извлечение флюида из пласта в скважинное оборудование. В некоторых случаях флюид, извлеченный из пласта, содержится в скважинном оборудовании для дальнейшего исследования вне скважины. В других случаях анализ скважинного флюида может использоваться для того, чтобы исследовать флюид во время его нахождения в скважине. Такой анализ можно использовать для предоставления информации относительно некоторых характеристик флюида в реальном времени без задержки, связанной с извлечением проб флюида на поверхность.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0003] Ниже приведены определенные аспекты некоторых вариантов реализации изобретения, описанных в данном документе. Необходимо понимать, что эти аспекты представлены лишь для того, чтобы ознакомить читателя с кратким описанием возможных видов данного изобретения, и что эти аспекты не предназначены для ограничения объема изобретения. В действительности, изобретение может содержать различные аспекты, которые, возможно, и не приведены ниже.
[0004] В данном описании говорится об анализе скважинных флюидов, в частности, об анализе скважинных флюидов с помощью оптической спектрометрии, например, оптической спектрометрии ближней инфракрасной области спектра. Способы, описанные в данном документе, можно использовать для определения какой-либо характеристики пластового флюида (например, типа флюида), отобранного в скважинное оборудование. Например, способы, описанные в данном документе, можно использовать для определения того, является ли тип флюида, среди прочего, нефтью, газоконденсатом, сырым газом или сухим газом. Исходя из некоторых вариантов реализации изобретения, оптическую спектрометрию можно использовать для вычисления оптической плотности флюида на двух или нескольких длинах волны. Затем оптическую плотность можно использовать для вычисления показателя оптической плотности, который, в свою очередь, можно использовать для определения типа флюида, как описано ниже. Способы анализа скважинных флюидов могут реализоваться в самой скважине и в определенных вариантах реализации изобретения практически в режиме реального времени. Например, в определенных вариантах реализации изобретения скважинное оборудование может состоять из модуля анализа флюида. К тому же, способы анализа скважинных флюидов, описанные в этом документе, могут реализоваться одним или несколькими автоматическими регуляторами или процессорами, которые с помощью алгоритмов, рабочей программы или справочных таблиц, содержащихся в запоминающем устройстве, могут определить тип флюида или другим образом охарактеризовать пробу флюида.
[0005] В связи с различными аспектами данных вариантов реализации изобретения могут быть различные улучшения отличительных признаков, указанных выше. В эти различные аспекты могут также быть включены дальнейшие отличительные признаки. Эти улучшения и дополнительные отличительные признаки могут существовать по отдельности или в любом сочетании. Например, различные отличительные признаки, которые обсуждаются ниже в связи с одним или несколькими проиллюстрированными вариантами реализации изобретения, могут быть включены в любой из вышеописанных аспектов данного описания отдельно или в любом сочетании. Также краткое описание, представленное выше, предназначено лишь для того, чтобы ознакомить читателя с определенными аспектами и контекстами некоторых вариантов реализации изобретения, не внося ограничений относительно заявленного объекта изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0006] Эти и другие отличительные признаки, аспекты и преимущества определенных вариантов реализации изобретения можно лучше понять, если прочитать следующее подробное описание со ссылкой на прилагаемые чертежи, причем одинаковые позиции ссылок на всех чертежах обозначают аналогичные части, при этом:
[0007] Фиг. 1 в общем иллюстрирует буровую систему, имеющую оборудование для отбора проб флюида в бурильной колонне в соответствии с одним вариантом данного описания изобретения;
[0008] Фиг. 2 в общем иллюстрирует оборудование для отбора проб флюида, используемое в скважине на бурильной колонне в соответствии с одним вариантом реализации изобретения;
[0009] На Фиг. 3 представлена блок-схема компонентов инструмента для отбора проб флюида, управляемого автоматическим регулятором в соответствии с одним вариантом реализации изобретения;
[0010] На Фиг. 4 представлена блок-схема компонентов одного из вариантов автоматического регулятора, проиллюстрированного на Фиг. 3;
[0011] Фиг. 5 в общем иллюстрирует спектрометр, расположенный относительно потока флюида так, чтобы измерять оптическую характеристику флюида в потоке в соответствии с одним вариантом реализации изобретения;
[0012] На Фиг. 6 изображен график, представляющий оптический спектр примеров пластовых флюидов по отношению к длинам волны в видимой области и ближней инфракрасной области спектра;
[0013] На Фиг. 7 изображен график, представляющий оптический спектр примеров пластового углеводорода по отношению к длинам волны в ближней инфракрасной области спектра;
[0014] На Фиг. 8 представлена блок-схема для анализа пробы флюида в соответствии с одним вариантом реализации изобретения;
[0015] На Фиг. 9 и 10 графически изображены корреляции между определенными типами флюида и показателями оптической плотности в соответствии с одним вариантом реализации изобретения;
[0016] На Фиг. 11 и 12 представлены графики, изображающие оптическую плотность семнадцати проб пластовых флюидов, измеряемых на нескольких длинах волны в соответствии с одним вариантом реализации изобретения; и
[0017] На Фиг. 13 представлена блок-схема для создания набора контрольных данных о корреляциях между оптическими свойствами и другими характеристиками проб флюидов в соответствии с одним вариантом реализации изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ КОНКРЕТНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0018] Следует понимать, что данное описание изобретения представляет много разных его реализаций, или вариантов, для реализации разных отличительных признаков различных вариантов реализации изобретения. С целью объяснения и упрощения данного описания изобретения ниже описываются конкретные варианты компонентов и устройств. Они, конечно же, являются лишь вариантами и не имеют ограничительного характера.
[0019] Когда представляются элементы различных вариантов реализации изобретения, предполагается, что существует один или несколько элементов. Использование терминов «содержащий», «включающий» и «имеющий» предполагает, что перечисленные элементы не представляют собой исключительный перечень, и означает, что могут быть дополнительные элементы. Кроме того, слова «верх», «низ», «выше», «ниже», другие термины, выражающие направление, и разновидности этих терминов используются для удобства и не требуют какого-либо особого положения компонентов.
[0020] Что касается чертежей, Фиг. 1 иллюстрирует буровую систему 10 в соответствии с одним вариантом реализации изобретения. Хотя на этой фигуре изображены и в общем обсуждаются ниже определенные элементы буровой системы 10, следует понимать, что буровая система 10 может включать другие компоненты в дополнение к компонентам, которые проиллюстрированы и обсуждаются в данном документе, или взамен их. Как изображено, система 10 содержит буровой станок 12, расположенный над скважиной 14. Хотя буровая система 10 изображена как береговое сооружение, следует отметить, что буровая система также может быть системой бурения в открытом море. Буровой станок 12 поддерживает бурильную колонну 16, которая содержит компоновку нижней части бурильной колонны 18, имеющую буровое долото 20. Буровой станок 12 может вращать бурильную колонну 16 (и ее буровое долото 20) для бурения скважины 14.
[0021] Бурильная колонна 16 подвешена в скважине 14 на подъемном крюке 22 бурового станка 12, проходя сквозь вертлюжное соединение 24 и ведущую трубу 26. Хотя на Фиг. 1 это не изображено, специалист в данной области техники поймет, что подъемный крюк 22 можно присоединить к грузоподъемной системе, предназначенной для подъема бурильной колонны 16 из скважины 14 и опускания в нее. К примеру, такая грузоподъемная система могла бы включать кронблок и лебедку для согласования подъема и опускания талевого блока (с которым соединен подъемный крюк 22) посредством грузоподъемного троса. Ведущая труба 26 соединяется с бурильной колонной 16, а вертлюжное соединение 24 позволяет ведущей трубе 26 и бурильной колонне 16 вращаться по отношению к подъемному крюку 22. В данной проиллюстрированной реализации изобретения стол ротора 28 на буровой площадке 30 бурового станка 12 сконструирован так, чтобы зажимать и поворачивать ведущую трубу 26 для приведения во вращение бурильной колонны 16 с целью бурить скважину 14. Однако в других вариантах реализации изобретения система верхнего привода может использоваться для того, чтобы приводить во вращение бурильную колонну 16.
[0022] В процессе функционирования около дна скважины 14 могут накапливаться шлам и обломки породы. Буровой раствор 32, который называется также буровой грязью, может циркулировать по скважине 14 для устранения этих обломков породы. Буровой раствор 32 может также очищать и охлаждать буровое долото 20, а также создавать повышенное давление внутри скважины 14, чтобы предотвратить проникновение пластовых флюидов в ствол скважины. На Фиг. 1 видно, что буровой раствор 32 циркулирует по скважине 14 с помощью насоса 34. Буровой раствор 32 закачивается с приемной емкости для бурового раствора (или другой емкости, например, резервуара для бурового раствора) в бурильную колонну 16 через подающий трубопровод 36, вертлюжное соединение 24 и ведущую трубу 26. Буровой раствор 32 находится возле низа бурильной колонны 16 (например, на буровом долоте 20) и возвращается на поверхность сквозь кольцевое пространство 38 между стволом скважины и бурильной колонной 16. Буровой раствор 32 возвращается из скважины 14 по сливному трубопроводу 40. В некоторых вариантах реализации изобретения возвращающийся буровой раствор 32 очищается (например, посредством одного или нескольких вибрационных сит, пескоотделителей или шламоотделителей) и повторно используется в скважине 14.
[0023] Помимо бурового долота 20, компоновка нижней части бурильной колонны 18 содержит также различные инструменты, производящие необходимые измерения в скважине 14. Например, как изображено на Фиг. 1, компоновка нижней части бурильной установки 18 содержит модуль каротажа в процессе бурения 44 (модуль каротажа) и модуль измерений в процессе бурения 46 (модуль измерений). Оба модуля содержат заключенные в утяжеленные бурильные трубы сенсоры, которые собирают данные и содействуют регистрации измерений в режиме реального времени в ходе бурения. Модули могут также содержать запоминающие устройства для хранения результатов измерений. Модуль каротажа 44 содержит сенсоры, измеряющие различные характеристики породы и характеристики пластовых флюидов в скважине 14. Данные, собранные модулем каротажа 44, могут включать результаты измерения гамма излучения, сопротивления, пористости по нейтронному каротажу, плотности пласта, звуковых волн, оптической плотности и т.п. Модуль измерений 46 содержит сенсоры, измеряющие различные характеристики компоновки нижней части бурильной установки 18 и ствола скважины, например, ориентировку (азимут и наклон) бурового долота 20, крутящийся момент, удар, вибрацию и давление на буровое долото 20, а также температуру и давление в скважине. Результаты измерений, накопленные модулем измерений 46, можно использовать для контроля над процессом бурения. Компоновка нижней части бурильной установки 18 может также содержать один и несколько дополнительных модулей 48, которые могут быть модулями каротажа, модулями измерений или другими модулями. Следует отметить, что компоновка нижней части бурильной установки 18 является модульной и по желанию можно менять расположение и наличие тех или иных модулей компоновки. И, как представлено ниже в подробном описании, один или несколько модулей 44, 46 и 48 являются или оснащены пробоотборником флюидов, способным отобрать пробу флюида из подземного пласта и осуществить скважинный анализ флюида для определения физической характеристики пробы пластового флюида, такой как тип флюида.
[0024] Компоновка нижней части бурильной установки 18 может также содержать другие модули. Как изображено на Фиг. 1 в качестве примера, такие модули содержат силовой модуль 50, направляющий модуль 52 и модуль передачи данных 54. В одном варианте реализации изобретения силовой модуль 50 содержит генератор (например, турбину), приводимый в движение потоком буровой грязи сквозь бурильную колонну 16. Однако в другом варианте реализации изобретения силовой модуль 50 может также или вместо этого включать другие виды аккумулирования или выработки энергии, например, батареи или топливные элементы. Направляющий модуль 52 может содержать роторную управляемую систему, которая способствует направленному наклонному бурению скважины 14. Модуль передачи данных 54 позволяет передавать данные (например, данные, собранные модулем каротажа 44 и модулем измерений 46) с компоновки нижней части бурильной установки 18 на поверхность. В одном варианте реализации изобретения модуль передачи данных 54 передает данные посредством телеизмерения пульсации бурового раствора, причем модуль передачи данных 54 использует буровой раствор 32 в бурильной колонне как среду распространения волны давления для кодирования передаваемых данных.
[0025] Буровая система 10 также содержит блок управления и контроля 56. Блок управления и контроля 56 может содержать одну или несколько компьютерных систем, которые позволяют осуществлять управление и контроль над различными компонентами буровой системы 10. Блок управления и контроля 56 может также получать данные с компоновки нижней части бурильной колонны 18 (например, данные модуля каротажа 44, модуля измерений 46 и дополнительного модуля 48) для обработки и для сообщения с оператором, если привести лишь два примера. Следует отметить, что блок управления и контроля 56, изображенный на Фиг. 1 на буровой площадке 30, может располагаться где-либо еще и что блок 56 может быть распределенной системой с элементами в разных местах вблизи и далеко от скважины 14.
[0026] Еще один вариант использования скважинного оборудования для измерения пластов в скважине 14 изображен на Фиг. 2. В этом варианте реализации изобретения оборудование для отбора проб флюидов 62 подвешено в скважине 14 на кабеле 64. Кабель 64 может быть каротажным кабелем с по меньшей мере одним проводником, который позволяет передавать данные с оборудования для отбора проб флюидов 62 в блок управления и контроля 66. Кабель 64 может подниматься и опускаться в скважине 14 любым приемлемым образом. Например, кабель 64 может раскручиваться с барабана на грузовике с оборудованием для технического обслуживания, который может быть передвижной каротажной станцией с блоком управления и контроля 66. Блок управления и контроля 66 контролирует перемещение оборудования для отбора проб флюидов 62 в скважине 14 и получает данные с этого оборудования 62. Подобно блоку управления и контроля 56 на Фиг. 1, блок управления и контроля 66 может содержать одну или несколько компьютерных систем или устройств и может быть распределенной вычислительной системой. Полученные данные могут, например, храниться, передаваться оператору или обрабатываться. Хотя здесь оборудование для отбора проб флюидов 62 изображено подвешенным на кабеле, в некоторых вариантах реализации изобретения данное оборудование 62 (или по меньшей мере его функционал) вмонтировано или является одним или несколькими модулями компоновки нижней части бурильной установки 18, например, модулем каротажа 44 или дополнительным модулем 48.
[0027] Вид оборудования для отбора проб флюидов 62 может быть разнообразным. Хотя на Фиг. 2 изображено, как оборудование для отбора проб флюидов 62 содержит контактный датчик 70, модуль анализа флюидов 72, насосный модуль 74, силовой модуль 76 и модуль хранения флюида 78, данное оборудование 62 может содержать в других вариантах реализации изобретения разные модули. Контактный датчик 70 содержит каротажный зонд 82, который можно растянуть (например, с гидравлическим приводом) и упереть в стенку 84 скважины 14 для вывода флюида из пласта в оборудование для отбора проб флюидов 62 через приемное устройство 86. Как изображено, контактный датчик 70 также содержит один или несколько установочных поршней 88, которые можно вытянуть, чтобы привести в сцепление со стенкой 84, а торцевую поверхность каротажного зонда 82 можно упереть в другую часть стенки 84. В некоторых вариантах реализации изобретения каротажный зонд 82 содержит уплотнительный элемент или пакер, который изолирует приемное устройство 86 от остальной части ствола скважины. Однако в других вариантах реализации изобретения оборудование для отбора проб флюидов 62 может содержать один или несколько гидравлических пакеров, которые можно выдвинуть с корпуса оборудования для отбора проб флюидов 62, чтобы по окружности сцепить их со стенкой 84 и изолировать область скважины 14 вблизи приемного устройства 86 от остальной части ствола скважины. В таких вариантах реализации изобретения выдвижной каротажный зонд 82 и установочные поршни 88 могут отсутствовать, а приемное устройство 86 может находиться в корпусе оборудования для отбора проб флюидов 62, подобно как в корпусе модуля пакера, облекающего выдвижной пакер.
[0028] Насосный модуль 74 втягивает пробу пластового флюида в приемное устройство 86 через коллектор 92, затем выводит либо наружу в ствол скважины через отвод 94, либо в емкость для хранения (например, баллон внутри модуля хранения флюида 78) для передачи назад на поверхность, когда оборудование для отбора проб флюидов 62 извлечено из скважины 14. Модуль анализа флюидов 72 содержит один или несколько датчиков для измерения характеристик пробы пластового флюида, например, оптических характеристик, обсуждаемых намного подробнее ниже, а силовой модуль 76 снабжает энергией электронные компоненты оборудования для отбора проб флюидов 62.
[0029] Условия размещения буровых и кабельных систем, изображенные на Фиг. 1 и 2, являются примерами условий размещения, в которых оборудование для отбора проб флюидов может использоваться для обеспечения анализов скважинного флюида. Однако описанные в данном документе способы могут реализоваться и в других условиях размещения. Например, оборудование для отбора проб флюидов 62 можно использовать по-другому, например, с помощью скользящей муфты, безмуфтовых длинномерных труб или колонны труб.
[0030] Дополнительные подробности относительно устройства и эксплуатации оборудования для отбора проб флюидов 62 можно лучше понять, обратившись к Фиг. 3. Как показано на этой фигуре, различные компоненты для выполнения функций оборудования для отбора проб флюидов 62 соединены с автоматическим регулятором 100. Различные компоненты содержат гидравлическую систему 102, соединенную с каротажным зондом 82 и установочными поршнями 88, спектрометром 104 для измерения оптических характеристик флюида, одним или несколькими датчиками 106, насосом 108 и клапанами 112 для отвода пробы флюида в устройства хранения 110, а не для направления флюида через отвод 94.
[0031] В процессе функционирования гидравлическая система 102 выдвигает каротажный зонд 82 и установочные поршни 88, чтобы обеспечить вывод проб пластового флюида через стенку 84 скважины 14. Она также втягивает назад каротажный зонд 82 и установочные поршни 88, чтобы обеспечить последующее перемещение оборудования для отбора проб флюидов 62 в скважине. Спектрометр 104, который может располагаться в модуле анализа флюидов 72, собирает данные об оптических характеристиках пробы пластового флюида. Как обсуждается намного подробнее ниже, такие измеренные оптические характеристики могут включать оптическую плотность пробы пластового флюида на разных длинах волны электромагнитного излучения. Другие датчики 106 могут располагаться в оборудовании для отбора проб флюидов 62 (например, как часть контактного датчика 70 или модуля анализа флюидов 72), для того чтобы регистрировать дополнительные измерения в отношении пробы флюида. В различных вариантах реализации изобретения эти дополнительные измерения могут включать, например, давление и температуру, плотность, вязкость, электрическое сопротивление, давление насыщения и флюоресценцию. В насосном модуле 74 может размещаться любой приемлемый насос 108, для того чтобы позволять пластовому флюиду втягиваться и проходить в коллектор 92 так, как описано выше. Устройства хранения 110 проб пластового флюида могут содержать любые приемлемые емкости (например, баллоны) для хранения и извлечения необходимых проб в оборудовании для отбора проб флюидов 62 на поверхность. Как устройства для хранения 110, так и клапаны 112 могут быть встроены в модуль хранения флюида 78.
[0032] В варианте реализации изобретения, изображенном на Фиг. 3, автоматический регулятор 100 содействует эксплуатации оборудования для отбора проб флюидов 62, контролируя различные компоненты. В частности, автоматический регулятор 100 управляет работой (например, посылает командные сигналы) гидравлической системы 102 для выдвижения и втягивания каротажного зонда 82 и установочных поршней 88, а также насоса 108 для извлечения проб пластового флюида в оборудование для отбора проб и прохождения их через него. Автоматический регулятор 100 также получает данные от спектрометра 104 и других датчиков 106. Эти данные могут храниться в автоматическом регуляторе 100 или передаваться другой системе (например, блоку управления и контроля 56 или 66) для анализа. В некоторых вариантах реализации изобретения автоматический регулятор 100 сам может анализировать данные, полученные от спектрометра 104 и других датчиков 106. Автоматический регулятор 100 также управляет клапанами 112, чтобы направлять пробы флюида из коллектора 92 в устройства хранения 110.
[0033] В некоторых вариантах реализации изобретения автоматический регулятор 100 является действующей на основе процессора системой, вариант которой представлен на Фиг. 4. В этом проиллюстрированном варианте реализации изобретения автоматический регулятор 100 содержит по меньшей мере один процессор 120, соединенный общей шиной 122 с оперативным запоминающим устройством 124 (например, запоминающее устройство с произвольной выборкой) и постоянным запоминающим устройством 126 (например, флэш-память и память, доступная только для чтения (ROM)). Кодированные инструкции по применению 128 (например, программы, которыми может управлять процессор 120 для обеспечения функционала контроля и анализа, описанного в данном документе) и показания приборов 130 сохраняются в постоянном запоминающем устройстве 126. Например, инструкции по применению 128 могут храниться в ROM, а показания приборов могут храниться в флэш-памяти. Инструкции 128 и показания приборов 130 могут также, по желанию, загружаться в оперативное запоминающее устройство 124 (или в локальное запоминающее устройство 132 процессора), так чтобы сокращать время задержки и увеличивать эффективность работы автоматического регулятора 100. Интерфейс 134 автоматического регулятора 100 обеспечивает связь между процессором 120 и различными устройствами ввода 136 и устройствами вывода 138. Интерфейс 134 может содержать любое приемлемое устройство, обеспечивающее такую связь, например, модем или последовательный порт. В некоторых вариантах реализации изобретения устройства ввода 136 содержат один или несколько сенсорных компонентов оборудования для отбора проб флюидов 62 (например, спектрометр 104), а устройства вывода 138 содержат мониторы, принтеры и устройства хранения, обеспечивающие вывод данных, которые передал или сгенерировал автоматический регулятор 100. Устройства ввода 136 и устройства вывода 138 могут быть встроены в автоматический регулятор 100, хотя в других вариантах реализации изобретения такие устройства могут располагаться отдельно.
[0034] Автоматический регулятор 100 может быть частью блоков управления и контроля 56 или 66 вне скважины 14 для обеспечения анализа проб скважинного флюида, полученного с помощью оборудования для отбора проб флюидов 62. В таких вариантах реализации изобретения данные, собранные оборудованием для отбора проб флюидов 62, могут передаваться из скважины 14 на поверхность для проведения анализа автоматическим регулятором 100. Однако в некоторых вариантах реализации изобретения автоматический регулятор 100 расположен в скважинном оборудовании внутри скважины 14, например, в оборудовании для отбора проб флюидов 62 или в другом компоненте компоновки нижней части бурильной установки 18, чтобы обеспечивать проведение анализов скважинного флюида внутри скважины 14. Кроме того, автоматический регулятор 100 может быть распределенной системой, некоторые компоненты которой расположены в скважинном оборудовании, а другие расположены где-либо еще (например, на поверхности буровой площадки).
[0035] Находится ли автоматический регулятор 100 внутри или снаружи скважины 14, он может получать данные, собранные датчиками внутри оборудования для отбора проб флюидов 62, и обрабатывать эти данные для определения одной или нескольких характеристик пробы флюида. Примерами таких характеристик являются тип флюида, газовый фактор, содержание углекислого газа, содержание воды и механические примеси. И, как отмечалось выше, некоторые данные, собранные оборудованием для отбора проб флюидов 62, связаны с оптическими характеристиками пробы флюида, измеренными спектрометром 104.
[0036] Для проведения замеров спектрометр 104 в некоторых вариантах реализации изобретения может располагаться возле коллектора 92 оборудования для отбора проб флюидов 62 так, как в общем изображено на Фиг. 5. В этом варианте спектрометр 104 содержит электромагнитный излучатель, например, источник излучения 142, и детектор 144, расположенный возле коллектора 92 в оборудовании для отбора проб флюидов 62. Источником излучения 142 может быть любое приемлемое светоизлучающее устройство, например, один или несколько светоизлучающих диодов или ламп накаливания. Используемый в данном документе термин «видимое излучение» предназначен для обозначения электромагнитного излучения в пределах видимой области спектра, а более краткий термин «излучение» предназначен для обозначения не только электромагнитного излучения в пределах видимой области спектра, но и инфракрасного и ультрафиолетового излучений.
[0037] В процессе функционирования проба пластового флюида 146 в коллекторе 92 подвергается воздействию электромагнитного излучения 148 (например, излучения), исходящего от источника излучения 142. Электромагнитное излучение 148 включает излучение любой необходимой длины волны в пределах электромагнитного спектра. В некоторых вариантах реализации изобретения электромагнитное излучение 148 имеет сплошной спектр в пределах одной или обоих видимых областей спектра и в ближней инфракрасной области электромагнитного спектра, и детектор 144 фильтрует или преломляет полученное электромагнитное излучение 148. Детектор 144 может содержать множество детекторов, каждый из которых предназначен отдельно измерять излучение на другой длине волны. Как изображено на Фиг. 5, коллектор 92 содержит отверстия 150 и 152, которые изолируют источник излучения 142 и детектор 144 от пробы пластового флюида 146 и в то же время позволяют электромагнитному излучению 148 проходить и измеряться. Как следует понимать, некоторую часть электромагнитного излучения 148 поглощает проба флюида 146, и степень такого поглощения отличается на разных длинах волны. Оптическая плотность флюида 146 на одной или нескольких длинах волны может определяться на основании данных спектрометра 104, путем сопоставления количества излучения, исходящего от источника излучения 142, с количеством этого же излучения, зафиксированного детектором 144. Следует понимать, что оптическая плотность (называемая также поглощательной способностью) флюида на данной длине волны вычисляется как десятизначный логарифм показателя электромагнитного излучения, воздействующего на флюид, к показателю, передаваемому сквозь флюид на данной длине волны.
[0038] Спектрометр 104 может содержать любое приемлемое количество измерительных каналов для регистрации разных длин волны и может содержать фильтровый спектрометр или дифракционный спектрометр. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения спектрометр 104 является фильтровым абсорбционным спектрометром, имеющим десять измерительных каналов. Однако в других вариантах реализации изобретения спектрометр 104 может иметь шестнадцать каналов или двадцать каналов и может представлять собой фильтровый спектрометр или дифракционный спектрометр.
[0039] В качестве примера, Фиг. 6 и 7 иллюстрируют варианты спектра поглощения для определенных скважинных флюидов. В частности, Фиг. 6 представляет спектр поглощения в видимой и ближней инфракрасной областях электромагнитного спектра для метана (обозначенного как «газ» на Фиг. 6), воды, углекислого газа и различных типов сырой нефти (включая летучую нефть, черную нефть и тяжелую нефть). Многие виды сырой нефти, такие как черная нефть и тяжелая нефть, обычно имеют сильную поглощательную способность в ультрафиолетовой и видимой областях электромагнитного спектра и оставляют «хвост» в отрезке от 1000 нм до 1600 нм ближней инфракрасной области спектра. Однако типы летучей нефти, подобно сухим газам, сырым газам и ретроградным газам, имеют меньшую поглощательную способность в ближней инфракрасной области спектра. Следовательно, может быть сложнее отличить летучие нефти от газов (сухого, сырого или ретроградного), основываясь на оптическом спектре видимой и ближней инфракрасной областей. Термин «сухой газ» в данном документе обозначает пластовый углеводородный газ, не изменяющий фазу (и, поэтому, нет выпадения жидкости), когда его извлекают на поверхность. Его характеристики противоположны характеристикам «сырого газа», то есть газа в пласте, который, однако, конденсируется в жидкость на поверхности. Кроме того, употребляемый в данном документе термин «ретроградный газ», который также называется «газоконденсатом», обозначает газ, который имеет в пласте температуру обратной конденсации и является газом в пласте под первоначальным давлением, но начинает образовывать в пласте жидкий конденсат, когда давление в процессе выработки снижается, и возвращается в газообразное состояние при дальнейшем снижении давления. Типы нефти, включая черные нефти и летучие нефти, являются жидкостями в пласте и при добыче, при условии, что давление в стволе скважины выше давления насыщения нефти газом.
[0040] На Фиг. 7 показан пример оптического спектра сухого газа (метана), сырого газа, ретроградного газа (названного на этой фигуре «газоконденсатом») и сырой нефти, измеряемых в диапазоне длины волн от 1550 нм до 1900 нм, являющимся диапазоном, в котором имеют место пиковые значения колебательной поглощательной способности углеводорода. В соответствии с определенными вариантами реализации изобретения, спектрометр 104 может содержать измерительные каналы для конкретных длин волны в диапазоне от 1550 нм до 1900 нм для определения оптической плотности пробы флюида 146 на этих конкретных длинах волны. Затем эти оптические плотности можно сопоставить для оценивания какой-то характеристики пробы флюида 146, так чтобы определить пробу флюида 146 по наиболее вероятному типу (например, как сухой газ, сырой газ, ретроградный газ или нефть).
[0041] Один вариант процесса для оценивания характеристики пластового флюида в общем представлен блок-схемой 160 на Фиг. 8. В этом варианте реализации изобретения отбирают пробу пластового флюида (блок 162). Например, пробу можно отобрать с помощью скважинного оборудования, такого как описанное выше оборудование для отбора проб флюидов 62. Затем пробу флюида подвергают воздействию (блок 164) электромагнитного излучения, имеющего множественные длины волны, и некоторый объем этого излучения, проходящего сквозь флюид, фиксируется (блок 166). Облучение и фиксирование электромагнитного излучения можно реализовать с помощью любого из различных приемлемых спектрометров 104. Электромагнитное излучение, имеющее множественные длины волны, может быть полихроматическим излучением с одного источника излучения, однако в других случаях электромагнитное излучение, имеющее множественные длины волны, может осуществляться по-другому (например, с помощью нескольких источников излучения, каждый их которых испускает отличное от других монохроматическое излучение, либо одновременно с другими источниками, либо в другое время).
[0042] Как показано на блоках 168 и 170, затем вычисляются оптические плотности по меньшей мере на первой и второй длинах волны из множества длин волны. Вычисленные оптические плотности можно затем сопоставить (блок 174), чтобы оценить (блок 176) характеристику пробы флюида, например, тип флюида. Оценивание характеристики флюида можно осуществить с помощью базы стандартных справочных данных 178 (которую также можно назвать контрольными данными), коррелируя характеристики флюида с оптическими плотностями. В некоторых вариантах реализации изобретения сопоставление оптических плотностей включает вычисление показателя оптической плотности и стандартные справочные данные 178 включают одну или несколько сравнительных таблиц, коррелирующих показатели оптической плотности ранее анализированных флюидов (например, анализированных в лаборатории) с известными характеристиками этих ранее анализированных флюидов. Вычисленный показатель оптической плотности пробы флюида можно сопоставить со стандартными данными для определения одной или нескольких характеристик пробы флюида.
[0043] Как обсуждается подробнее ниже, оценивание характеристики флюида может также подразумевать уровень достоверности для такого оценивания. В случаях, когда оценивание включает определение наиболее вероятного типа флюида, уровень достоверности может быть вероятностью того, что наиболее вероятный тип флюида является, в действительности, типом флюида образца пластового флюида. Вероятности того, что реальный тип флюида не принадлежит к типам флюида, из которых наиболее вероятный тип флюида был выбран (то есть что менее вероятный тип флюида совпадает с реальным типом флюида), также могут вычисляться для одного или нескольких других типов флюида. В некоторых случаях, в которых существует обоснованная вероятность (предельную величину которой можно вывести с помощью программирования) того, что любая из двух противоположных характеристик является точной, неопределенность в отношении оценивания можно выразить возвратом обоих оцениваний, с уровнем или без уровня достоверности.
[0044] На основании оценивания, представленного блоком 176, можно, при необходимости, отобрать пробу флюида (блок 180), и информацию об оцененной характеристике можно сообщить или сохранить для дальнейшего использования (блок 182). Процесс, представленный в общем блок-схемой 160, можно реализовать с помощью любых приемлемых устройств или систем, таких как автоматический регулятор 100 (в этом случае стандартные справочные данные 178 могут сохраняться в запоминающем устройстве автоматического регулятора 100), соединенный со скважинным оборудованием (например, модулем каротажа 44, дополнительным модулем 48 на Фиг. 1 или оборудованием для отбора проб флюидов 62 на Фиг. 2). И в некоторых вариантах реализации изобретения этот процесс можно осуществлять в режиме реального времени, не извлекая пробы флюида из скважины 14.
[0045] На блок-схеме 160 видно, что оптическая плотность также вычисляется на третьей длине волны (блок 172). В некоторых вариантах реализации изобретения эту третью оптическую плотность можно использовать как спектральное смещение (например, чтобы компенсировать последствия эффектов рассеивания, покрытия отверстия (что может уменьшить излучение, исходящее от источника излучения спектрометра) и т.д.). Однако в других вариантах реализации изобретения можно сопоставить оптические плотности на двух длинах волны, не вычисляя оптическую плотность на третьей длине волны.
[0046] В качестве примера, в некоторых вариантах реализации изобретения спектрометр 104 имеет три измерительных канала 1600 нм, 1671 нм и 1725 нм для вычисления оптических плотностей флюида на этих длинах волны. Оптический спектр, изображенный на Фиг. 7, указывает на малую поглощательную способность на 1600 нм. Поэтому данный канал можно использовать для устранения любого спектрального смещения, как обсуждалось выше. Как видно на Фиг. 7, максимальную поглощательную способность на 1671 нм имеет метан, хотя другие типы флюида тоже себя проявляют. На 1725 нм компоненты флюида в нормальных условиях имеют наибольшую поглощательную способность, и большинство типов нефти имеют на 1725 нм наивысший пиковый показатель. С другой стороны, газы и газоконденсаты (то есть ретроградные газы) в общем содержат большую долю метана и обычно имеют относительно большую поглощательную способность на 1671 нм, в сравнении с такой способностью на 1725 нм. Поэтому в некоторых вариантах реализации изобретения оптические плотности этих двух каналов сопоставляются для оценивания типа флюида или определения какой-то другой характеристики. В частности, сопоставление оптических плотностей может включать определение показателя оптической плотности на двух длинах волны. По меньшей мере в некоторых вариантах реализации изобретения использование такого показателя оптической плотности может давать более точные результаты, чем другие способы идентификации, такие как использование цветных каналов с их длинами волны в сегменте «хвоста» (от 1000 нм до 1600 нм) ближней инфракрасной области спектра.
[0047] Показатель оптической плотности двух каналов длин волны можно определить следующим образом:
Показатель оптической плотности , (1)
λ1
λ2
где Ω и Ω означают оптические плотности на длинах волны λ1 и λ2, а Ωбазисная означает оптическую плотность, вычисленную для дополнительной длины волны (рассматриваемой как базисный канал). В вышеприведенном варианте измерения оптических плотностей на 1600 нм, 1671 нм и 1725 нм λ1 и λ2 являются соответственно 1671 нм и 1725 нм, а 1600 нм используется как канал базисной прямой.
[0048] Показатель оптической плотности и тип пластового флюида можно коррелировать эмпирически, например, используя оптическую спектральную базу данных и лабораторные анализы давления, объема и температуры (ДОТ), как в общем показано на Фиг. 9. На этой фигуре для различных типов флюида, определенных с помощью анализа ДОТ для эталонных флюидов, подается широта распределения показателей оптической плотности, определенных на длинах волны 1671 нм и 1725 нм (хотя в других вариантах реализации изобретения можно использовать показатели других длин волны). На основании таких корреляций вычисленный показатель оптической плотности для пробы пластового флюида неизвестного типа можно использовать для определения различия между типами флюида с целью определить наиболее вероятный тип флюида (то есть тип флюида, который более всего совпадает с реальным типом флюида). Например, четыре неизвестных пробы, вычисленные показатели оптической плотности которых имеют значения 0,3, 0,7, 1,5 и 2,0, вероятнее всего, будут, по порядку, сырой нефтью, газоконденсатом, сырым газом и сухим газом.
[0049] На Фиг. 10 подобным образом обозначены корреляции показателей оптической плотности по отношению к типам флюида, однако в немного другом виде: широты распределения показателей оптической плотности изображены кривыми по отношению к осям типов флюида, поданных на Фиг. 9. Эти широты распределения могут представлять показатели оптической плотности, вычисленные на основании любых необходимых длин волны, но не представляют никакого конкретного показателя (например, показателя оптической плотности на поданных выше 1671 нм и 1725 нм). Оси 190, 194, 198 и 202 на Фиг. 10 представляют сырую нефть, газоконденсат, сырой газ и сухой газ. Кривые 192, 196, 200 и 204 представляют наблюдаемые широты распределения показателей оптической плотности для флюида известных типов (которые могли быть определены анализами ДОТ или другим приемлемым образом).
[0050] Как отмечено выше, можно вычислить показатель оптической плотности для пробы пластового флюида неизвестного типа (например, пробы флюида внутри оборудования для отбора проб флюидов 62 во время анализов) и сопоставить его со справочными данными, соотнося флюиды известных типов (из числа ранее известных и исследованных флюидов) с показателями оптической плотности, измеренными для этих флюидов с целью оценивания типа флюида анализируемой в настоящий момент пробы пластового флюида. И в некоторых вариантах реализации изобретения оценивание типа флюида неизвестной пробы может включать определение вероятностей того, что один или несколько возможных типов флюида являются реальным типом флюида неизвестной пробы. Например, если вычисленный показатель оптической плотности составляет 1,1, как в общем представлено штриховой линией 210, величины кривых 196 и 200 на линии 210 можно использовать для вычисления вероятностей того, что неизвестный флюид является газоконденсатом или сырым газом. В частности, степень отклонения кривых 196 и 200 от осей 194 и 198, представленную здесь как расстояния 212 и 214, можно выразить количественно. На основании этого, для вычисления вероятностей того, что неизвестный флюид является газоконденсатом или сырым газом, величину каждого из расстояний 212 и 214 можно соответственно разделить на сумму расстояний 212 и 214. Хотя Фиг. 9 и 10 указывают на четыре типа флюида - сухой газ, сырой газ, газоконденсат и сырая нефть, следует понимать, что и другие или дополнительные типы флюидов можно коррелировать с оптическими характеристиками, причем эти типы флюидов являются основанием для определения неизвестного флюида как принадлежащего к таким другим или дополнительным типам флюидов. Примерами таких типов флюидов являются черные нефти, тяжелые нефти, летучие нефти, парафинистые сырые нефти, сырые нефти нафтенового основания, низкосернистые нефти и высокосернистые нефти.
[0051] И снова следует отметить, что для создания корреляций между показателем оптической плотности и типом флюида можно использовать также или вместо вышеупомянутых другие длины волны. Например, метан имеет относительно большую поглощательную способность на 1650 нм, а сырая нефть имеет значительную поглощательную способность на 1760 нм. Кроме того, в других вариантах реализации изобретения спектрометр 104 можно использовать для измерения проходящего излучения других длин волны, чтобы произвести вычисление оптических плотностей (и в некоторых случаях показателей оптической плотности) на этих других длинах волны.
[0052] В качестве дополнительного варианта, на Фиг. 11 и 12 представлен оптический спектр семнадцати проб пластового флюида, измеренных скважинным спектрометром, например, спектрометром 104. В частности, на этих двух фигурах показана поглощательная способность (то есть оптические плотности) проб пластового флюида на трех каналах ближней инфракрасной области спектра (1600 нм, 1671 нм и 1725 нм) возле пиковых значений углеводорода. Оптические плотности семнадцати проб распределены для четкости между Фиг. 11 и 12 так, чтобы можно было легко воспринимать представленные данные. Типы флюида семнадцати проб были определены с помощью лабораторных анализов ДОТ и показаны в следующей таблице:
<b>ТАБЛИЦА 1</b>
<b>Результаты оценивания флюидов на основании лабораторных анализов ДОТ и показателей оптической плотности (ОП)</b>
Проба
Данные ДОТ
Показатель ОП
Определение флюида по показателю ОП
Проба 1
Нефть
0,39
Нефть
Проба 2
Нефть
0,41
Нефть
Проба 3
Нефть
0,18
Нефть
Проба 4
Нефть
0,32
Нефть
Проба 5
Нефть
0,32
Нефть
Проба 6
Нефть
0,31
Нефть
Проба 7
Нефть
0,28
Нефть
Проба 8
Нефть
0,23
Нефть
Проба 9
Нефть
0,16
Нефть
Проба 10
Нефть
0,40
Нефть
Проба 11
Нефть
0,23
Нефть
Проба 12
Газоконденсат
0,70
Газоконденсат
Проба 13
Газоконденсат
0,67
Газоконденсат
Проба 14
Газоконденсат
0,63
Газоконденсат
Проба 15
Газоконденсат
0,56
Нефть/газоконденсат
Проба 16
Сырой газ
1,4
Газоконденсат/сырой газ
Проба 17
Газоконденсат
1,2
Газоконденсат/сырой газ
Метан
~2,1
Газ
Неизвлекаемая нефть
0,1~0,15
Нефть
[0053] Эта таблица также подытоживает показатели оптической плотности проб и определение типа флюида на основании показателя оптической плотности, как описано выше. Таблица 1 показывает, что определение типа флюида с помощью показателя оптической плотности в основном согласуется с определением типа флюида по результатам лабораторных анализов (анализы ДОТ).
[0054] Как отмечено выше, оценивание характеристик флюида в некоторых вариантах реализации изобретения может основываться на стандартных справочных данных по известным флюидам. Один вариант процесса составления таких справочных данных в общем представлен блок-схемой 220 на Фиг. 13, однако справочные данные можно составить любым другим приемлемым образом. На Фиг. 13 отбирают пробы флюида (блок 222) и потом их анализируют (блок 224). В одном варианте реализации изобретения пробы флюида отбирают внутри скважины с помощью оборудования для отбора проб флюидов и потом передают на поверхность для анализа. Такой анализ может включать анализы ДОТ для определения конкретных характеристик проб флюида (например, типа флюида) и спектроскопию для определения других характеристик (например, оптических свойств, таких как поглощательная способность или показатели оптической плотности). В других случаях можно рекомбинировать флюиды, основываясь на известных данных ДОТ, и получать оптические плотности рекомбинированных флюидов (например, в лаборатории). В разных вариантах реализации изобретения могут также или вместо этого использоваться другие виды анализа для определения характеристик проб флюидов. Блок 226 показывает, что характеристики, определенные различными анализами, сопоставляются друг с другом для создания набора (блок 228) справочных данных 230, которые можно использовать для оценивания в реальном времени характеристик проб неизвестных флюидов, отобранных скважинным оборудованием без извлечения неизвестных флюидов на поверхность для анализа. Справочные данные 230 можно подавать в любом приемлемом виде, например, как данные, представляющие одну или несколько справочных таблиц, диаграмм, графов и т.п. Кроме того, справочные данные 230 можно сохранять (блок 232) в любом приемлемом запоминающем устройстве, например, в запоминающем устройстве оборудования для отбора проб флюидов 62 или другого скважинного оборудования.
[0055] Вышесказанное описывает особенности нескольких вариантов реализации изобретения так, чтобы специалисты в данной области техники лучше поняли аспекты данной заявки. Специалисты в данной области техники должны понять, что они могут немедленно использовать данную заявку как основание для создания и модификации других процессов и структур с целью достижения тех же целей или получения тех же преимуществ реализации изобретения, которые представлены в данном документе. Специалисты в данной области техники также должны понять, что такие эквивалентные конструкции не противоречат духу и объему реализации данной заявки и что они могут производить различные изменения, замены и модификации того, что описано в документе, не противореча при этом духу и объему реализации данной заявки.