СПОСОБ (ВАРИАНТЫ) И УСТРОЙСТВО ДЛЯ АНАЛИЗА СВОЙСТВ ФЛЮИДА ЭМУЛЬСИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ФЛУОРЕСЦЕНТНОЙ СПЕКТРОСКОПИИ Российский патент 2009 года по МПК G01N21/00 

РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

По указанной заявке испрашивается приоритет предварительной заявки на выдачу патента США под номером 60/837,471, зарегистрированной 14 августа 2006 года и озаглавленной «Methods and Apparatus for Analyzing Fluid Properties of Emulsions Using Fluorescence Spectroscopy» («Способы и устройство для анализа свойств флюида эмульсий с использованием флуоресцентной спектроскопии»).

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Это изобретение относится к анализу образцов посредством флуоресцентной спектроскопии.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Исследование углеводородной флуоресценции для целей скважинной оценки пластовых флюидов с использованием спускаемого на тросе каротажного инструмента было раскрыто в многочисленных патентах (например, патентах США с номерами: 2,206,922; 2,346,481; 2,334,475; 6,140,637 и 6,268,603, каждый из которых включен в состав посредством этой ссылки). Как описано в одном или более патентов, идентифицированных выше, предложенные способы в целом направлены на перемещение спускаемого на тросе каротажного инструмента по стволу скважины наряду с облучением пласта. Известные из уровня техники способы раскрывают детектирование флуоресценции через оптически прозрачный материал, который прижат к стенке ствола скважины. Однако, для того чтобы быть полезным до какой бы то ни было степени, прозрачный материал должен прижиматься к стенке ствола скважины с достаточной силой для вытеснения корки бурового раствора. К сожалению, естественная флуоресценция некоторых сланцевых и несущих углеводород горных пород осложняет интерпретацию каротажных диаграмм, а способы, известные из предшествующего уровня техники, не нашли широко применения.

Модульный динамический тестер пласта (MDT™) фирмы Шлюмберже собирает многочисленные образцы в любом количестве мест в буровой скважине. Пластовые флюиды гидравлическим способом отделяются от буровых флюидов (и корки бурового раствора) в буровой скважине. Пластовый флюид втягивается в проточную линию внутри корпуса инструмента MDT и анализируется с использованием абсорбционной спектроскопии через сапфировую оптическую кювету. Текущий контроль загрязнения сообщает оператору, когда отбирать образец. GOR (газовый фактор - отношение добываемого газа к добываемой нефти) и информация о составе могут определяться инструментом LFA™ и инструментом CFA™ соответственно. Однако, так как количество имеющихся в распоряжении отборных колб, вмещаемых MDT, ограничено, некоторые технические решения предложили квазинепрерывную каротажную диаграмму пластовых флюидов, которая могла бы формироваться без сбора образцов. Получение квазинепрерывной каротажной диаграммы без сбора образцов в целом указывается ссылкой как «полоскание». Способы полоскания раскрыты в патентах США с номерами: 6,476,384; 6,465,775; 5,859,430 и 5,939,717, каждый из которых включен в состав посредством этой ссылки.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее раскрытие направлено на устранение недостатков предшествующего уровня техники, описанных выше. Более точно, один из вариантов осуществления предоставляет способ анализа свойств флюида. Способ содержит подготовку скважинного устройства анализа флюида, извлечение флюида из скважинного пласта с помощью скважинного устройства анализа флюида, втягивание флюида в скважинное устройство анализа флюида и получение сигнала флуоресценции (то есть любых параметров флуоресценции) из флюида при нахождении в скважине. В одном из вариантов осуществления получение сигнала флуоресценции содержит облучение флюида через оптическую кювету и детектирование флуоресценции. Один из вариантов осуществления способа дополнительно включает в себя перемещение скважинного устройства анализа флюида по стволу скважины и осуществление извлечения, втягивания и получения в многочисленных местоположениях вдоль ствола скважины.

В одном из вариантов осуществления способ дополнительно содержит идентификацию градиентов состава флюида в столбе флюида посредством сравнения сигналов флуоресценции в двух или более из многочисленных местоположений вдоль ствола скважины. Один из способов дополнительно содержит выпускание флюида обратно из скважинного устройства анализа флюида и формирование квазинепрерывной каротажной диаграммы флюида без сбора образцов. В одном из вариантов осуществления способ дополнительно содержит сравнение сигнала флуоресценции с известными спектрами флуоресценции и идентификацию флюида на основе сравнения сигнала флуоресценции флюида с известными спектрами флуоресценции. В одном из вариантов осуществления способ дополнительно содержит сравнение сигнала флуоресценции с известными спектрами флуоресценции при нахождении в скважине и идентификацию флюида на основе сравнения сигнала флуоресценции флюида с известными спектрами флуоресценции при нахождении в скважине. Один из вариантов осуществления дополнительно содержит корреляцию сигнала флуоресценции и других физических характеристик флюида для формирования базы данных. Другие физические характеристики могут содержать одну или более из весовой доли асфальтенов, плотности, вязкости и С36+.

Один из вариантов осуществления способа анализа свойств флюида дополнительно содержит корреляцию сигнала флуоресценции с другими данными каротажа или каротажа во время бурения. Один из вариантов осуществления дополнительно содержит идентификацию взаимозависимостей между сигналом флуоресценции и данными каротажа или каротажа во время бурения. Другие варианты осуществления дополнительно содержат корреляцию сигнала флуоресценции с другими данными каротажа или каротажа во время бурения и создание моделей или таблиц для содействия в интерпретировании сигнала флуоресценции.

Один из аспектов предусматривает способ идентификации градиентов состава флюида в столбе нефти. Способ содержит перемещение устройства анализа флюида по стволу скважины, фиксацию инструмента анализа флюида на требуемом интервале отбора образцов, извлечение флюида из пласта, прилегающего к стволу скважины, в проточную линию в корпусе устройства, облучение флюида в проточной линии через оптическую кювету, вставленную в проточную линию, и детектирование флуоресценции. В одном из вариантов осуществления способ содержит идентификацию градиентов состава флюида в столбе флюида посредством сравнения сигналов флуоресценции вдоль интервала отбора образцов. Некоторые варианты осуществления дополнительно содержат сравнение полученной в результате детектирования флуоресценции с известными спектрами флуоресценции и идентификацию флюида на основании сравнения детектированной флуоресценции с известными спектрами флуоресценции. Согласно одному из вариантов осуществления расстояние между фиксациями на интервале отбора образцов является регулярным или нерегулярным. В одном из вариантов осуществления облучение выполняется с помощью света с длиной волны в УФ (ультрафиолетовой, UV) области.

Один из аспектов предусматривает способ анализа образца, содержащий сбор параметров флуоресценции из пластового образца при нахождении в скважине в многочисленных местах, и анализ изменений во флуоресценции в двух или более из многочисленных мест для определения, является ли образец одинаковым или различным в двух или более многочисленных местоположениях. Один из вариантов осуществления изобретения содержит контроль цвета пластового образца в многочисленных местах и соотнесение изменений в параметрах флуоресценции с изменениями в цвете флюида. Один из вариантов осуществления дополнительно содержит использование изменений в параметрах флуоресценции для определения, есть ли полости с флюидом внутри пласта. В одном из вариантов осуществления способ дополнительно содержит анализ структуры параметров флуоресценции на расширенном интервале глубин и формирование показания физического свойства, коррелированного с флуоресценцией. В одном из вариантов осуществления способ дополнительно содержит корреляцию параметров флуоресценции с другими каротажными данными, идентификацию взаимосвязей между параметрами флуоресценции и другими каротажными данными и создание моделей или правил для содействия в интерпретировании других скважинных каротажных диаграмм. В некоторых вариантах осуществления параметры флуоресценции могут формировать квазинепрерывную каротажную диаграмму. Более того, пластовый образец может содержать водную/нефтяную эмульсию.

Один из вариантов осуществления предоставляет устройство, содержащее скважинное устройство анализа флюида. Скважинное устройство анализа флюида содержит модуль извлечения флюида, содержащий проточную линию, оптическую кювету, расположенную в проточной линии, источник излучения в оптической кювете и узел детектирования флуоресценции в оптической кювете. Один из вариантов осуществления также включает в себя модуль контроля цвета флюида. В одном из вариантов осуществления источник излучения содержит СИД (светоизлучающий диод, LED) или лазерный диод, допускающий создание видимого ультрафиолетового и/или инфракрасного света.

Один из аспектов изобретения предусматривает способ, содержащий модификацию существующего скважинного устройства анализа флюида узлом детектирования флуоресценции. Способ может включать в себя модификацию скважинного устройства анализа флюида источником УФ-света.

Некоторые аспекты предусматривают способ и устройство для идентификации градиентов состава в столбе нефти с использованием флуоресцентной спектроскопии, который может содержать или может не содержать эмульсию. Один из способов содержит перемещение устройства по скважине, фиксацию устройства на требуемом интервале отбора образцов, извлечение флюида из пласта в корпус инструмента, облучение флюида в проточной линии через оптическую кювету, вставленную в проточную линию, и детектирование флуоресценции. Источник света может быть видимым ультрафиолетовым или инфракрасным либо любым сочетанием таковых. Этими источниками(ом) света могут быть СИД(ы) или лазерный(ые) диод(ы). Сигнал флуоресценции детектируется на передней поверхности оптической кюветы.

Описание, приведенное ниже, устанавливает взаимосвязь между метрикой, извлеченной из сигнала флуоресценции или спектра, такой как площадь полосы или высота пика, и требуемого свойства нефти. Внутри столба нефти корреляция между флуоресценцией и цветом нефти такова, что метрика может использоваться для детектирования изменений в составе флюида и/или изменений концентрации в пределах столба нефти. Таким образом, по изменению в сигнале флуоресценции можно выяснять, существует ли градиент состава в пределах песчаного горизонта, и, более того, идентифицировать полости флюида (в частности, столбы тяжелой нефти часто являются ступенчато изменяющимися вследствие биохимического разложения).

Некоторые аспекты применяются к тяжелым образцам нефти, в которых была создана водяная/нефтяная эмульсия, обусловленная основанными на воде буровыми растворами, используемыми для бурения. Эмульсии влияют на измерения поглощения, так как водяные капли рассеивают свет, препятствуя ему в достижении детектора. Однако для специалиста в данной области техники будет понятно, что флуоресценция может использоваться вместо отображения на карте изменений состава и других свойств (например, флуоресценция может быть коррелированной с цветом нефти или другими свойствами или параметрами).

Один из аспектов использует эту технологию для выполнения квазинепрерывного каротажа без сбора образцов для того, чтобы быстро детектировать изменения состава в столбе нефти. Один из аспектов улучшает анализ GOR и состава.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Прилагаемые чертежи иллюстрируют некоторые варианты осуществления изобретения и являются частью описания изобретения.

Фиг.1 показывает устройство MDT в стволе скважины, которое может быть модифицировано или оснащено узлом детектора флуоресценции (FDU), таким как FDU, показанный на фиг.2.

Фиг.2 показывает схему абсорбционного спектрометра CFA™ и FDU.

Фиг.3 показывает влияние водяной/нефтяной эмульсии на спектры поглощения тяжелой нефти из географической зоны на Среднем Востоке.

Фиг.4 показывает спектры флуоресценции для такой же тяжелой нефти, связанной с фиг.3, с такими же относительными фракциями воды.

Фиг.5 показывает спектры поглощения шести дегазированных образцов нефти со Среднего Востока с разными количествами содержания асфальтена.

Фиг.6 - график каротажной диаграммы OD в зависимости от волнового числа для тех же самых шести образцов нефти по фиг.5.

Фиг.7 - график корреляции между AIP (параметром перехвата поглощения) и суммарной интенсивностью флуоресценции (TFI) для шести образцов нефти, идентифицированных на фиг.5.

Фиг.8 графически показывает корреляцию между AIP и суммарной TFI и % по весу асфальтена для шести разных образцов нефти, идентифицированных на фиг.5.

Фиг.9 показывает спектры поглощения для тех же самых шести образцов нефти со Среднего Востока по фиг.5 после добавления 3% водной эмульсии.

Фиг.10 сравнивает интенсивность флуоресценции с (сплошные линии) и без (пунктирные линии) 3% водной/нефтяной эмульсии для тех же самых шести образцов нефти по фиг.9.

Фиг.11 сравнивает чувствительность флуоресценции в качестве функции относительного количества воды для разных длин волн и гранулометрического распределения капель.

По всем чертежам идентичные номера ссылок указывают подобные, но не обязательно идентичные элементы. Несмотря на то что принципы, описанные в материалах настоящей заявки, восприимчивы к различным модификациям и альтернативным формам, отдельные варианты осуществления были показаны на чертежах в качестве примера и будут подробно описаны в материалах настоящей заявки. Однако должно быть понятно, что изобретение не подразумевается ограниченным конкретными раскрытыми формами. Точнее, изобретение включает в себя все модификации, эквиваленты и альтернативные варианты, подпадающие под объем прилагаемой формулы изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

Ниже описаны иллюстративные варианты осуществления и аспекты изобретения. Конечно, будет приниматься во внимание, что при разработке любого такого реального варианта осуществления многочисленные специфичные для реализации решения должны приниматься для достижения специальных целей разработчиков, такие как совместимость с относящимися к системе и относящимися к коммерческой деятельности ограничениями, которые будут изменяться от одной реализации к другой. Более того, будет приниматься во внимание, что такие разработки могут быть сложными и трудоемкими, но все же могли бы быть обычным делом для рядовых специалистов в данной области техники, обладающих способностью к пониманию преимущества этого раскрытия.

Ссылка по всему описанию изобретения на «один из вариантов осуществления», «вариант осуществления», «некоторые варианты осуществления», «один из аспектов», «аспект» или «некоторые аспекты» означает, что конкретный признак, конструкция, способ или характеристика, описанные в связи с вариантом осуществления или аспектом, включены по меньшей мере в один вариант осуществления настоящего изобретения. Таким образом, появление фраз «в одном из вариантов осуществления», или «в варианте осуществления», или «в некоторых вариантах осуществления» в различных местах по всему описанию изобретения необязательно всегда является указывающим на один и тот же вариант осуществления. Более того, конкретные признаки, конструкции, способы или характеристики могут комбинироваться любым подходящим образом в одном или более вариантах осуществления. Слова «включающий в себя» и «обладающий» будут иметь такое же значение, как слово «содержащий».

Более того, обладающие признаками изобретения аспекты заключаются в менее чем всех признаках единичного раскрытого варианта осуществления. Таким образом, формула изобретения, сопровождающая подробное описание, настоящим в явной форме включена в это подробное описание, причем каждый пункт формулы изобретения зависит от своего собственного в качестве отдельного варианта осуществления этого изобретения.

Одно из преимуществ анализатора составного флюида (CFA™) фирмы Шлюмберже заключается в его способности детектировать градиенты составного флюида в пределах столба нефти. Градиенты состава могут иметь место вследствие многообразия причин: биохимическое разложение, сила тяжести, температурные и/или диффузионные градиенты - все могут вносить вклад. Градиенты флюида также могут проявлять сосредоточенные неоднородности, сигнализацию наличия полостей в резервуарах, которые ранее предполагались однородными, - главной причины дефицита мощности добычи в нефтедобывающей промышленности в наши дни.

В образцах легкой нефти градиенты состава, главным образом, детектируются по изменениям отношения GOR. В образцах тяжелой нефти изменения GOR являются менее значимыми и градиенты состава детектируются по различиям в местоположении границы поглощения (то есть цвете). Известно, что столбы тяжелой нефти подвергаются биохимическому разложению вследствие того факта, что образцы тяжелой нефти происходят в результате низкотемпературного катагенеза, а бактерии биохимического разложения хорошо выживают при низкой температуре. Несмотря на это известное изменение состава практические затруднения с отбором образцов тяжелой нефти в основанных на воде буровых растворах препятствуют надлежащему анализу образцов тяжелой нефти в столбе.

Проблемы возникают, так как образцы тяжелой нефти обычно выбуриваются с помощью основанных на воде буровых растворов, которые формируют устойчивые водяные/нефтяные эмульсии, обусловленные активностью на поверхности раздела полимеров и асфальтенов. Эмульсии обладают даже более высокой вязкостью, чем естественно высокая вязкость исходной тяжелой нефти. Для ухудшения дел поток тяжелой нефтяной эмульсии через пористую среду обостряет проблему, обусловленную действующей закупоркой горловины согласно натяжению на границе раздела. Следовательно, предпочтительно проходит обводняющая вода, а вхождение нефти в анализ флюида или инструмент отбора образцов замедляется, давая в результате более продолжительные промежутки времени очистки.

Эмульсии влияют на оптические измерения, так как абсорбционная спектроскопия (закон Бугера-Ламберта-Бера) высокочувствительна к наличию водяных капель и частиц в проточной линии. Интенсивность рассеяния быстро поднимается с повышением относительного количества воды и, как правило, зависит от длины волны. Отрицательное влияние усиливается в прямом направлении к детектору. Так как удаление цвета является важным для анализа GOR и состава, эмульсии компрометируют точность обоих измерений, LFA™ (анализатором реального флюида) и CFA™ фирмы Шлюмберже. Даже для относительно небольших относительных количеств воды трудно вводить поправку на шумы, создаваемые рассеянием, в спектрах поглощения.

Один из аспектов, описанный в материалах настоящей заявки, использует корреляцию между цветом пластовых образцов или флюидов, таких как сырая нефть (поглощением), и флуоресценцией образцового флюида. Некоторые аспекты, однако, могут использовать параметры флуоресценции сами по себе или в сочетании с другими данными. Цветовые характеристики образцов, таких как образцы сырой нефти, известны рядовым специалистам в данной области техники, обладающим способностью к пониманию преимущества этого раскрытия. Однако в эмульгированных образцах тяжелой нефти рассеяние света вызывает ухудшение в S/N (отношение сигнал/шум), так что цвет сырой нефти не может точно определяться из спектров поглощения. Таким образом, есть потребность в более надежной технологии для характеризации флюидов и/или детектирования градиентов состава в столбах эмульгированной тяжелой нефти. Соответственно, один из аспектов описывает способ использования FDU (например, FDU из CFA™ или любого сопоставимого оптического флуоресцентного устройства) для сбора сигнала флуоресценции или параметров флуоресценции в скважине. Измерения флуоресценции могут производиться внутри инструмента (устройства) над пластовыми флюидами вместо облучения стенок ствола скважины. Например, устройство MDT фирмы Шлюмберже может использоваться и/или модифицироваться для сбора или извлечения пластовых образцовых флюидов для анализа флуоресценции (и, возможно, другого анализа, такого как цветовой анализ).

Цвет сырой нефти имеет место вследствие поглощения фотонов полициклическими ароматическими углеводородами (РАН). Возбужденный РАН может угасать обратно, до основного состояния, либо посредством переизлучения фотона на большей длине волны (флуоресценции) через безызлучательную релаксацию (термальные колебания), либо посредством передачи энергии столкновений (кинетики). Таким образом, флуоресценция тесно связана с поглощением, а интенсивность флуоресценции считается коррелированной с цветом сырой нефти. Так как цвет нефти может использоваться для детектирования градиентов флюида и полостей флюида в образцах тяжелой нефти, флуоресценция может использоваться в качестве альтернативы для выявления изменений состава или идентификации либо получения иных характеристик пластовых флюидов в скважине. Однако корреляция между флуоресценцией и цветом нефти не является тривиальной. Например, прирост концентрации хромофора в нефти дает в результате прирост в цвете, но снижение флуоресценции. То есть увеличение концентрации флуорофора сырой нефти снижает флуоресценцию. Этот трудный для понимания эффект имеет место в значительной степени благодаря межмолекулярным взаимодействиям гашения флуоресценции, обусловленным образованием диффузии и агрегации пласта.

Вообще говоря, подробная информация о составе и/или концентрации не может определяться только по цвету нефти, но относительные изменения в концентрациях тяжелых фракций (например, асфальтенов) вызывают большие изменения в окрашенности и ассоциативно связанной флуоресценции. Поэтому в некоторых условиях возможно устанавливать корреляцию изменений в цвете сырой нефти (или флуоресценции) с изменениями в составе и/или концентрации. Также возможно сравнивать данные флуоресценции в скважине с данными флуоресценции известного образца из лабораторного анализа при условии, что заблаговременно выполнена точная калибровка устройства в лаборатории.

Даже после того как скважинное устройство анализа или отбора образцов флюида расположено в стволе скважины надлежащим образом, очистка отборной проточной линии, выполнение точных измерений оптической передачи и получение образца могут отнимать до пятнадцати часов откачивания. Длительное время срабатывания мешает всему, кроме наиболее рудиментарной оценки изменения состава в столбе тяжелой нефти, выбуриваемой с помощью основанных на воде буровых растворов. Однако для целей DFA (анализа флюида в скважине) зачастую нуждаются не в образце, а только в анализе. Флуоресценция требует только нефтяной пленки на исследовательской оптической кювете или окне. Нефтяные пленки находят свой путь на оптические кюветы или окна в начале, на стадии очистки проточной линии, делая измерение и анализ флуоресценции привлекательным измерением данных.

Осуществлять сбор сигнала флуоресценции с использованием геометрии поверхности полезно по нескольким причинам. Образцы тяжелой нефти непрозрачны на длинах волн видимого спектра и при некоторой геометрии фронтальной поверхности, а влияния самопоглощения минимизированы. К тому же сравнительно короткая глубина выхода флуоресцентных фотонов в образцах тяжелой нефти гарантирует, что измерение флуоресценции будет нарушаться рассеянием света в меньшей степени, чем соответствующее измерение поглощения.

Граница длинноволнового поглощения для большинства образцов сырой нефти является следствием полициклических ароматических углеводородов (РАН). Окрашенность является линейно зависимой от концентрации этих хромофоров в соответствии с законом Бирза

где: А - поглощение,

I_o - интенсивность падающего света,

I - интенсивность проходящего света,

ε_i - молярный коэффициент поглощения для компонента i и

c_i - концентрация компонента i, а l - длина пробега.

В образцах сырой нефти константы скорости гашения ограничены диффузией. Уравнение Стерна-Вольмера получено из анализа скорости затухания в возбужденном состоянии:

где: k_F - скорость затухания в возбужденном состоянии и скорость затухания измеренной флуоресценции,

k_Fo - скорость затухания собственной флуоресценции при отсутствии гасителя,

[Q] - концентрация гасителя и

k_Q - константа скорости диффузионного гашения.

Уравнение 2 показывает, что для (каковое применяется для образцов сырой нефти) интенсивность флуоресценции для концентрированного образца является пропорциональной концентрации гасителя. Гасителями являются крупные РАН, которые имеют сдвинутые в красную область электронные переходы, то есть одинаковые молекулярные доли, которые вызывают окрашенность сырой нефти.

Может быть показано, что до нулевого порядка обе окрашенности сырой нефти (уравнение 1) и интенсивность флуоресценции сырой нефти (уравнение 2) являются линейно зависимыми от заполненности хромофором крупных РАН. Таким образом, для растворов заданной сырой нефти можно количественно связывать окрашенность и интенсивность флуоресценции.

Квантовые отдачи сырой нефти более высоки при длинах волн возбуждения УФ-области (например, 350 нм), чем длинах волн видимой области (например, 450 нм). К тому же более крупные отличия в спектрах флуоресценции образцов сырой нефти наблюдаются при более коротких длинах волн возбуждения. Более того, фотоны УФ-области имеют более короткую глубину выхода, чем фотоны видимого спектра, значит, спектры флуоресценции в меньшей степени нарушаются эмульсиями. Поэтому один из вариантов осуществления настоящего изобретения применяет один или более УФ СИД или лазерных диодных источников в скважине на устройстве анализа флюида (например, вместо голубого). Источник УФ-света может быть модифицирован на устройстве анализа флюида или представлен как первоначальное оборудование. Тем не менее, специалист в данной области техники будет без труда понимать, что любые длины волн возбуждения могут использоваться согласно принципам, описанным в материалах настоящей заявки. Ввиду этого настоящее изобретение не подразумевается ограниченным вариантами осуществления, изложенными в материалах настоящей заявки.

Фиг.1 схематично иллюстрирует один из вариантов осуществления скважинного устройства анализа, отбора образцов и тестирования флюида в стволе скважины. В варианте осуществления по фиг.1 устройство содержит модуль 17 пакера и проточную линию 18. Проточная линия 18 тянется через устройство по существу в продольном направлении до модуля 13 откачки на первом или верхнем конце. Модуль 16 зонда способствует передаче флюида между прилегающим пластом и проточной линией 18. Модуль 15 спектроскопии (и/или FDU) может быть последовательно присоединен к проточной линии 18 (см. фиг.2). Отборные камеры 14 могут быть присоединены к проточной линии 18 и (если включены в состав) могут принимать и хранить образцы флюида из пласта.

Фиг.2 - схематическое представление абсорбционного спектрометра 15 CFA™ и FDU 20. FDU 20 может содержать источник 22 света, а источник 22 света может содержать СИД или лазер, создающий свет, например, на длине волны приблизительно в 470 нм. FDU 20 включает в себя один или более детекторов флуоресценции, таких как первый и второй детекторы 24, 26. Первый и второй детекторы 24, 26 могут содержать кремниевые (Si) фотодиоды и могут включать в себя два длиннопроходных оптических фильтра, которые передают свет, например, сверх около 550 нм и 650 нм. Однако рядовым специалистам в данной области техники, обладающим способностью к пониманию преимущества этого раскрытия, будет понятно, что принципы, описанные в материалах настоящей заявки, не ограничены этими рассмотренными конкретным устройством или конкретными длинами волн. Может быть любое количество разных вариантов осуществления FDU 20. Например, в еще одном варианте осуществления возможны многочисленные источники света с разными длинами волн и многочисленными детекторами. Устройство по фиг.2 может быть реализовано с любым устройством анализа флюида, таким как устройство, показанное на фиг.1.

Фиг.3 показывает влияние водяной/нефтяной эмульсии на спектры поглощения тяжелой нефти из географической зоны на Среднем Востоке. Первая линия 28 показывает чистые спектры поглощения тяжелой нефти из географической зоны на Среднем Востоке. Дополнительные линии иллюстрируют спектры поглощения при возрастании фракций воды. Рассеяние света от водяных капель (несколько микрон в диаметре) поднимается с увеличением относительного количества воды. Пики 30, 32 и т.д. при 1725 и 1760 нм соответствуют колебательным молекулам углеводородов. Вода имеет вибрационные полосы при 1445 и 2000 нм.

Фиг.4 показывает спектры флуоресценции для такой же тяжелой нефти, по фиг.3, с такими же фракциями воды. Первая линия 34 показывает чистые спектры поглощения тяжелой нефти из географической зоны на Среднем Востоке. Оставшиеся линии показывают спектры с повышением фракций воды. По сравнению со спектрами поглощения, показанными на фиг.3, спектры флуоресценции по фиг.4 являются гораздо менее чувствительными к содержанию эмульсии или воды в образце.

Сигналы флуоресценции, которые проиллюстрированы в настоящем изобретении, являются менее чувствительными к эмульсии. В одном из аспектов эта нечувствительность флуоресценции к эмульсиям применяется (вместо оптической плотности) и используется для отображения градиентов цвета в столбе нефти, которые отражают изменения состава. Эти градиенты цвета (например, те, которые возникают вследствие изменений состава), в свою очередь, могут находиться в корреляции с другими физическими свойствами нефти, такими как содержание асфальтена.

Фиг.5 показывает спектры поглощения шести дегазированных образцов нефти со Среднего Востока с разными количествами содержания асфальтена. Слева направо относительное количество асфальтена возрастает с 3 до 13%. Вибрационные обертонные полосы центрируются на 1725 нм. Расположение границы электронного поглощения отражает распределение совокупности ароматических компонентов в сырой нефти. Графическое изображение каротажной диаграммы OD (оптической плотности) в зависимости от длины волны (фиг.6) показывает, что наклон границы поглощения одинаков для всех шести образцов сырой нефти. Аппроксимируя границу электронного поглощения линейным уравнением вида:

logOD=logα+β/λ

можно получить единственное число, которое характеризует относительное изменение цвета по полному набору данных. Таковое указывается ссылкой как параметр перехвата поглощения (AIP).

Фиг.7 - график корреляции между AIP (параметром перехвата поглощения) и суммарной интенсивностью флуоресценции (TFI) для шести образцов нефти, идентифицированных выше. Корреляцией является:

AIP=-1,0905·TFI-1,0557

R²=0,99

Таким образом, одиночный параметр (AIP), характеризующий цвет нефти, находится в строгой корреляции с одиночным параметром, характеризующим частотную характеристику флуоресценции (TFI). Соответственно, в некоторых вариантах осуществления поглощение и флуоресценция могут использоваться взаимозаменяемо в качестве индикатора относительной окрашенности флюида.

Фиг.8 графически показывает корреляцию между AIP и суммарной интенсивностью флуоресценции (TFI) и % по весу асфальтена для этих шести разных образцов нефти. Для AIP корреляцией является:

АIР=0,0682 · % по весу асфальтена - 2,0957

R²=0,9

Для флуоресценции корреляцией является:

TFI=-0,0616 · % по весу асфальтена + 0,9476

R²=0,952

Таким образом, оба, AIP и TFI, чувствительны к изменениям состава. Ожидается, что эти корреляции будут усиливаться, когда данные ограничены одиночным резервуаром. Также ожидается, что эти корреляции будут дополнительно улучшаться, когда данные ограничены отдельной буровой скважиной. Другие корреляции могут выявляться специалистами в данной области техники, обладающими способностью к пониманию преимущества этого раскрытия, при обычном порядке экспериментирования, следующим принципам, описанным в материалах настоящей заявки, такие как между TFI и С36 + весовая доля, TFI и плотностью, TFI и составом, TFI и вязкостью.

Каротажные диаграммы флуоресценции могут получаться либо посредством каротажа взятой в целом скважины в квазинепрерывном режиме, без сбора образцов, либо могли бы регистрироваться, когда оператор решает, что флюид изменил состав. Например, оператор может сравнивать каротажные диаграммы флуоресценции в местах А и В. Если каротажные диаграммы флуоресценции идентичны, то устройство перемещается в новое местоположение С и проверка повторяется. С другой стороны, если сигнал флуоресценции увеличился или уменьшился, то оператор может решить, следует ли захватить образец, на основании этого знания информации. Оператор может устанавливать взаимную корреляцию изменения в частотной характеристике флуоресценции с другими каротажными диаграммами для улучшения интерпретации. С использованием калиброванной базы данных для отдельного резервуара оператор может дополнительно связывать каротажные диаграммы флуоресценции с изменениями в составе, плотности, вязкости и других физических свойств.

Фиг.9 показывает спектры поглощения для тех же самых шести образцов нефти со Среднего Востока, идентифицированных выше, после добавления 3% водной эмульсии. Водяные капли (размером приблизительно в 1 микрон) создают интенсивное рассеяние, которое значительно искажает спектр поглощения и воспроизводит непрозрачность образца с результирующей потерей информационного контента. Фон рассеяния и водяные пики не могут достоверно отклоняться для выявления истинного цвета нефти.

Фиг.10 сравнивает интенсивность флуоресценции с (сплошные линии) и без (пунктирные линии) 3% водяной/нефтяной эмульсии. Сигнал флуоресценции показывает некоторое небольшое увеличение, но которое вносит вклад в смещение и не влияет на относительные интенсивности флуоресценции, а оставляет форму линии неизменной. Вода не флуоресцирует на длинах волн видимого спектра, и фотоны флуоресценции, которые избегают самопоглощения, также испытывают небольшое рассеяние на геометрии фронтальной поверхности. Таким образом, флуоресценция может использоваться для точного отображения изменений состава, даже когда являются присутствующими эмульсии. Поэтому для рядовых специалистов в данной области техники, обладающих способностью к пониманию преимущества этого раскрытия, является возможным детектировать цвет (и состав), градиенты или другие характеристики в столбе нефти при наличии эмульсий посредством использования каротажных диаграмм флуоресценции.

Фиг.11 сравнивает чувствительность флуоресценции в качестве функции фракции воды для разных длин волн и гранулометрического распределения капель. Крупные капли вызывают меньшее рассеяние, чем мелкие. Более короткая длина волны возбуждения в УФ-области имеет результатом меньшее рассеяние, чем излучение длины волны в голубой области.

Как упомянуто выше, CFA™ фирмы Шлюмберже содержит датчик флуоресценции, который может осуществлять флуоресцентную спектроскопию посредством измерения светового излучения в зеленом и красном диапазонах спектра после возбуждения голубым светом. Флуоресценция в этом диапазоне относится к концентрации полициклических ароматических углеводородов (РАН) в сырой нефти. Флуоресценция изначально вводилась для детектирования фазовых переходов, в частности, в газоконденсатных системах во время отбора образцов. Когда происходит фазовый переход в ретроградном конденсатном флюиде, вновь сформированная жидкая фаза будет концентрировать самые тяжелые компоненты исходного флюида. Как упоминалось ранее, эти тяжелые компоненты содержат молекулярные группы, которые флуоресцируют. Измерения флуоресценции являются высокочувствительными - в таком случае даже больше, чем другие типы спектроскопии, такие как абсорбционная спектроскопия, - поэтому дающими возможность детектировать самые незначительные изменения в составе анализируемого флюида.

На основании вышеприведенных принципов измерения и обширных наблюдений из внутрипромысловой практики вытекают некоторые признаки флуоресценции CFA™:

- Флуоресценция не страдает от сильного рассеяния, обычно вызываемого твердыми частицами в буровом растворе. Весьма вероятно, что твердые частицы в буровом растворе не содержат никаких РАН.

- Измерения флуоресценции в стволе скважины менее подвержены влиянию водяных капель в эмульсиях типа «нефть в воде», чем соответствующие измерения поглощения. Этот признак предоставляет возможность идентифицировать свойства нефти, даже когда являются присутствующими эмульсии нефти и воды.

- Флуоресценция может использоваться для типизации разных углеводородов, таких как газ (должно быть отмечено, что газ является флюидом), конденсат, легкая нефть и нефтяной остаток. Простыми словами, газы обычно содержат немного или совсем не содержит тяжелых компонентов, отсюда очень немного РАН. Поэтому газ должен обладать весьма слабой флуоресценцией. Нефть типично содержит больше тяжелых компонентов, отсюда гораздо больше РАН. Соответственно, образцы нефти должны обладать более сильной флуоресценцией, чем газы.

- Флуоресценция является высокочувствительной. Поэтому она может детектировать очень небольшие нефтяные капли, смешанные с водой.

- Более того, флуоресценция не будет реагировать на ОВМ (основанный на нефти буровой раствор), так как ОВМ типично не должен содержать никаких РАН.

Предшествующее описание было представлено только для иллюстрации и описания некоторых вариантов осуществления. Оно не подразумевается исчерпывающим или ограничивающим изобретение какой бы то ни было точной раскрытой формой. Многие модификации и варианты возможны в свете вышеприведенного описания.

Варианты осуществления и аспекты подбирались и описывались для того, чтобы лучше всего пояснять принципы изобретения и его практическое применение. Предшествующее описание предназначено для предоставления возможности другим специалистам в данной области техники лучше всего использовать принципы в различных вариантах осуществления и аспектах и с различными модификациями, которые пригодны для предполагаемого практического использования.

Изобретение относится к области анализа образцов посредством флуоресцентной спектроскопии. В изобретении используется модуль извлечения флюида, оптическая кювета, источник излучения и узел детектирования флуоресценции флюида. Источник излучения и узел детектирования находятся рядом с оптической кюветой. При этом в изобретении используют средство получения сигнала флуоресценции для сбора сигнала флуоресценции из извлеченного флюида при нахождении в скважине для анализа свойства флюида. В способе также предусмотрено детектирование изменений в свойствах (градиентах) флюида несущего столба нефти. Технический результат - возможность эффективного скважинного анализа флюида в образцах тяжелой нефти при наличии водной/нефтяной эмульсии, а также при наличии в нефти тонкодисперсных включений, таких как неуплотненные пески. 5 н. и 24 з.п. ф-лы, 11 ил.

1. Способ анализа свойств флюида, содержащий этапы, при которых
(a) обеспечивают скважинное устройство анализа флюида, при этом скважинное устройство анализа флюида имеет средство получения сигнала флуоресцеции;
(b) извлекают флюид из скважинного пласта с помощью скважинного устройства анализа флюида таким образом, что извлеченный флюид поступает в сважинное устройство анализа флюида; и
(c) используют средство получения сигнала флуоресценции для сбора сигнала флуоресценции из извлеченного флюида при нахождении в скважине для анализа свойства флюида.

2. Способ анализа свойств флюида по п.1, в котором сбор сигнала флуоресценции посредством средства получения сигнала флуоресценции включает облучение извлеченного флюида через оптическую кювету и затем детектирование флуоресценции.

3. Способ анализа свойств флюида по п.1, дополнительно состоящий в том, что
повторяют этапы (b) и (с) в многочисленных местоположениях вдоль ствола скважины таким образом, чтобы получить по меньшей мере один сигнал флуоресценции для каждого местоположения из указанных многочисленных местоположений.

4. Способ анализа свойств флюида по п.3, дополнительно состоящий в том, что идентифицируют градиенты состава флюида в столбе флюида посредством того, что сравнивают два или более полученных сигналов флюоресценции, связанных с соответствующим местоположением из указанных многочисленных местоположений вдоль ствола скважины.

5. Способ анализа свойств флюида по п.3, дополнительно состоящий в том, что:
формируют квазинепрерывную каротажную диаграмму полученного флюида без сбора образцов в скважинном устройстве анализа флюида.

6. Способ анализа свойств флюида по п.1, дополнительно состоящий в том, что
сравнивают полученный сигнал флуоресценции с известными спектрами флуоресценции;
идентифицируют полученный флюид на основании сравнения полученного сигнала флуоресценции от полученного флюида с известными спектрами флуоресценции.

7. Способ анализа свойств флюида по п.1, дополнительно состоящий в том, что
сравнивают полученный сигнал флуоресценции с известными спектрами при нахождении в скважине;
идентифицируют полученный флюид на основании сравнения полученного сигнала флуоресценции от полученного флюида с известными спектрами флуоресценции при нахождении в скважине.

8. Способ анализа свойств флюида по п.1, дополнительно состоящий в том, что
осуществляют корреляцию полученного сигнала флуоресценции и других физических характеристик полученного флюида для формирования по меньшей мере одной точки данных.

9. Способ анализа свойств флюида по п.8, в котором другие физические характеристики содержат одну или более из: плотность, вязкость и С36+.

10. Способ анализа свойств флюида по п.1, дополнительно состоящий в том, что осуществляют корреляцию полученного сигнала флуоресценции с другими данными каротажа или данными каротажа во время бурения таким образом, чтобы способствовать интерпретации полученного сигнала флуоресценции для анализа свойства флюида и других физических характеристик свойства флюида.

11. Способ анализа свойств флюида по п.1, дополнительно содержащий осуществление корреляции полученного сигнала флуоресценции с другим каротажем или каротажем во время бурения и идентифицируют взаимосвязи между полученным сигналом флуоресценции и данными каротажа или данными каротажа во время бурения.

12. Способ анализа свойств флюида по п.1, дополнительно содержащий осуществление корреляции полученного сигнала флюоресценции с другими данными каротажа или каротажа во время бурения и создание моделей или таблиц для содействия в интерпретировании полученного сигнала флуоресценции.

13. Способ анализа свойств флюида посредством идентификации градиентов состава флюида в столбе нефти, состоящий в том, что
перемещают устройство анализа флюида по стволу скважины;
фиксируют устройство анализа флюида на требуемом интервале отбора образцов;
извлекают флюид из пласта, прилегающего к стволу скважины, в проточную линию в корпусе устройства анализа флюида;
облучают флюид в проточной линии через оптическую кювету, вставленную в проточную линию;
детектируют флуоресценцию, при этом упомянутая полученная в результате детектирования флуоресценция используется при идентификации градиентов состава флюида.

14. Способ анализа свойств флюида по п.13, дополнительно содержащий идентифицирование градиентов состава флюида в столбе флюида посредством того, что сравнивают сигналы флуоресценции вдоль интервала отбора образцов.

15. Способ анализа свойств флюида по п.13, дополнительно состоящий в том, что
сравнивают полученную в результате детектирования флюоресценцию с известными спектрами флуоресценции;
идентифицируют флюид на основании сравнения детектированной флуоресценции с известными спектрами флуоресценции.

16. Способ анализа свойств флюида по п.13, в котором расстояние между фиксациями на интервале отбора образцов является регулярным или нерегулярным.

17. Способ анализа свойств флюида по п.13, в котором облучение выполняется светом с длиной волны УФ-области.

18. Способ анализа свойств флюида из пластового образца, состоящий в том, что
осуществляют сбор данных флуоресценции из пластового образца при нахождении в скважине в многочисленных местах;
анализируют изменения во флуоресценции в двух или более из многочисленных мест; и
сравнивают упомянутые проанализированные изменения во флуоресценции в двух или более из многочисленных мест.

19. Способ анализа свойств флюида по п.18, дополнительно состоящий в том, что
измеряют цвет пластового образца в многочисленных местах;
связывают изменения в параметрах флуоресценции с изменениями в цвете флюида.

20. Способ анализа свойств флюида по п.18, дополнительно состоящий в том, что используют изменения в параметрах флуоресценции для определения, есть ли полости флюида внутри пласта.

21. Способ анализа свойств флюида по п.18, дополнительно состоящий в том, что
анализируют структуру данных флуоресценции на протяжении расширенного интервала глубин;
формируют показание физического свойства, коррелированного с флуоресценцией таким образом, чтобы способствовать интерпретации сигнала флуоресценции для анализа свойства флюида и других физических характеристик свойства флюида.

22. Способ анализа свойств флюида по п.18, дополнительно содержащий этапы, при которых
осуществляют корреляцию данных флуоресценции с другими данными каротажа;
идентифицируют взаимосвязь между данными флуоресценции с другими данными каротажа;
создают одну или более моделей скважинных каротажных диаграмм.

23. Способ анализа свойств флюида по п.18, в котором данные флуоресценции могут формировать квазинепрерывную каротажную диаграмму.

24. Способ анализа свойств флюида по п.18, в котором пластовый образец содержит водную/нефтяную эмульсию.

25. Устройство для анализа свойств флюида, содержащее
скважинное устройство анализа флюида, при этом скважинное устройство анализа флюида содержит
модуль извлечения флюида, имеющий, по меньшей мере, одну проточную линию;
оптическую кювету, взаимодействующую с, по меньшей мере, одной из проточных линий;
источник излучения, находящийся рядом с оптической кюветой;
узел детектирования флуоресценции, находящийся рядом с оптической кюветой.

26. Устройство по п.25, дополнительно содержащее модуль контроля цвета флюида.

27. Устройство по п.25, в котором источник излучения содержит СИД или лазерный диод, выполненный с возможностью формирования видимого, ультрафиолетового или инфракрасного света.

28. Способ анализа свойств флюида, состоящий в том, что обеспечивают существующее скважинное устройство анализа флюида и объединяют узел детектирования флуоресценции с существующим скважинным устройством анализа флюида таким образом, чтобы способствовать анализу свойства флюида.

29. Способ по п.28, дополнительно состоящий в том, что объединяют скважинное устройство анализа флюида с источником УФ-света.