Система и способ для оценки загрязнения образцов пластового флюида фильтратом с использованием коэффициента преломления



Система и способ для оценки загрязнения образцов пластового флюида фильтратом с использованием коэффициента преломления
Система и способ для оценки загрязнения образцов пластового флюида фильтратом с использованием коэффициента преломления
Система и способ для оценки загрязнения образцов пластового флюида фильтратом с использованием коэффициента преломления
Система и способ для оценки загрязнения образцов пластового флюида фильтратом с использованием коэффициента преломления
Система и способ для оценки загрязнения образцов пластового флюида фильтратом с использованием коэффициента преломления
Система и способ для оценки загрязнения образцов пластового флюида фильтратом с использованием коэффициента преломления

 


Владельцы патента RU 2454662:

БЕЙКЕР ХЬЮЗ ИНКОРПОРЕЙТЕД (US)

Группа изобретений относится к оценке состояния пластового флюида при его отборе из толщи пород. Описаны варианты способа и устройства для проведения такой оценки при определении окончательной степени чистоты или окончательной степени загрязнения флюида в процессе его отбора. Описанные устройство и способ предусматривают измерение коэффициента преломления флюида за определенный период времени, подбор кривой с использованием результатов измерений коэффициента преломления или выведенных из них значений данных и расчет конечного коэффициента преломления или окончательного значения данных на основании подобранной кривой для расчета окончательной степени загрязнения или чистоты флюида. Достигается повышение информативности и надежности оценки. 5 н. и 20 з.п. ф-лы, 6 ил.

 

Настоящее изобретение относится к устройству и способу оценки состояния пластового флюида с использованием коэффициента преломления при отборе такого пластового флюида.

В процессе бурения нефтяных и газовых скважин по стволу скважины циркулирует буровой раствор (также называемый "промывочной жидкостью"). Обычно используют буровые растворы на водной или на углеводородной основе. После бурения скважины и до ее заканчивания с целью добычи углеводородов из толщи пород часто отбирают образцы скважинного флюида с различных уровней глубин ствола скважины, чтобы определить характеристики флюида и установить местонахождение и содержание или количество углеводородов в пластовом флюиде, состояние коллекторов и т.д. В некоторых случаях также желательно отбирать образцы из пластов или зон, которые содержат преимущественно минерализованную пластовую воду, т.е. пробы воды.

Большинство скважин бурят в условиях положительного дифференциального давления, то есть из-за веса бурового раствора давление в стволе скважины во время бурения превышает пластовое давление. В зависимости от физических свойств пласта, в котором осуществляют бурение, таких как пористость, проницаемость и других свойств породы, буровой раствор проникает на различные глубины пласта. В результате этого проникновения бурового раствора (также называемого прорывом бурового раствора) происходит загрязнение реликтового или нетронутого флюида в пласте. В связи с этим до получения образца скважинного флюида устанавливают прибор на желаемой глубине и отбирают или откачивают флюид из пласта в ствол скважины, пока не будет установлено, что отбираемый флюид по существу не содержит бурового раствора. Для откачивания флюида и отбора образцов пластового флюида на желаемой глубине в стволе скважины обычно устанавливают скважинные приборы, называемые "опробователями пластов". Поначалу флюиды, которые отбирают из пласта, часто сильно загрязнены фильтратами бурового раствора, используемого для бурения ствола скважины. Для получения достаточно чистых (обычно со степенью загрязнения <10%) образцов пластовые флюиды на протяжении определенного времени, как правило, 30-90 минут обычно откачивают из пласта в ствол скважины, после чего собирают образцы в пробоотборные камеры для лабораторного анализа. Для контроля степени загрязнения отбираемого флюида часто используют оптические датчики. Для расчета времени, которое может потребоваться для получения относительно чистых образцов скважинного флюида, и расчета последующей степени чистоты и загрязнения, если флюид откачивают в течение относительно длительного времени, применяют измерения оптического поглощения. В скважинах осуществляют измерения коэффициента преломления, но их не используют для расчета степени чистоты или загрязнения минерализованной пластовой воды. Результаты измерений коэффициента преломления могут быть значительно менее чувствительными к прохождению присутствующих в пластовом флюиде частиц песка или других веществ, которые способны рассеивать свет в анализируемом флюиде, чем результаты спектральных измерений оптического поглощения.

В связи с этим имеется необходимость в устройстве и способе, в которых используют результаты измерений коэффициента преломления, чтобы определить одну или нескольких характеристик (параметров) минерализованной пластовой воды, отбираемой из пластов с проникновением бурового раствора на водной основе, определить степень чистоты или загрязнения минерализованной пластовой воды в процессе отбора пластового флюида и рассчитать в заданный момент времени, сколько времени может потребоваться для очистки, чтобы осуществить отбор образца. В некоторых ситуациях, например, при слишком глубокой зоне проникновения или постоянном проникновении нежелательного флюида из соседних пластов во время откачивания флюида получение чистого образца может быть невозможно даже при продолжении откачивания в течение относительно длительного времени. В таких случаях желательно за относительно короткое время определить, что может быть невозможно за разумное время отобрать образцы из конкретного местоположения в стволе скважины.

В настоящем изобретении предлагается способ оценки характеристики минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, в который проникает буровой раствор на водной основе, при осуществлении которого:

рассчитывают коэффициент преломления минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, с использованием каротажных данных;

отбирают флюид из пласта;

осуществляют серию измерений коэффициента преломления флюида на протяжении определенного периода времени в процессе отбора пластового флюида из пласта; и

оценивают характеристику минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, с использованием расчетного коэффициента преломления и коэффициента преломления, измеренного в процессе отбора пластового флюида.

Каротажными данными могут быть одни из данных, включающих удельное сопротивление породы, пористость породы и нейтронное сечение.

В другом варианте предлагается способ оценки характеристики минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, в который проникает буровой раствор на водной основе, при осуществлении которого:

рассчитывают коэффициент преломления минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, по результатам скважинных измерений,

отбирают флюид из пласта;

осуществляют серию измерений коэффициента преломления флюида на протяжении определенного периода времени в процессе отбора флюида;

осуществляют подбор (подгонку по соответствующим точкам) кривой к полученным значениям измерений коэффициента преломления; и

оценивают характеристику минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, исходя из расчетного коэффициента преломления и подобранной кривой.

В частных вариантах осуществления дополнительно рассчитывают конечное значение коэффициента из полученных измерений коэффициента преломления и исходя из расчетного коэффициента преломления в момент времени t и подобранной кривой, дополнительно оценивают коэффициент преломления в более поздний момент времени t+Δt.

Характеристика минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, соответствует одной из включающих: коэффициент преломления минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, и удельное сопротивление, соответствующее измерениям коэффициента преломления.

В одном из частных вариантов дополнительно завершают отбор флюида, если разность между расчетным коэффициентом преломления и конечным значением коэффициента из полученных измерений коэффициента преломления превышает выбранную величину.

При расчете коэффициента преломления рассчитывают коэффициент преломления, соответствующий выбранной температуре и давлению.

В следующем варианте предлагается способ оценки характеристики флюида, в котором:

отбирают флюид из пласта;

измеряют коэффициент преломления флюида в процессе отбора пластового флюида с целью получения значений коэффициента преломления на протяжении определенного периода времени в процессе отбора флюида;

получают значения удельного сопротивления флюида, соответствующие полученным значениям коэффициента преломления;

осуществляют подбор кривой по полученным значениям удельного сопротивления;

исходя из подобранной кривой, рассчитывают окончательное значение удельного сопротивления; и

оценивают характеристику флюида с использованием текущего значения удельного сопротивления и расчетного окончательного значения удельного сопротивления.

Характеристикой флюида может являться одна из характеристик, включающих загрязнения флюида, чистоту флюида, содержание углеводородов во флюиде, относительное содержание загрязнения флюида, относительное содержание нефти во флюиде, относительное содержание газа во флюиде и относительное содержание воды во флюиде.

В одном из частных вариантов дополнительно оценивают компоненты флюида и воспроизводят наглядное изображение этих компонентов в виде полутонового наглядного изображения или цветного наглядного изображения. Подбор кривой осуществляют одним из способов, включающих подбор асимптотической кривой, подбор неасимптотической кривой и подбор кривой методом наименьших квадратов.

В настоящем изобретении также предлагается устройство для оценки характеристики минерализованной воды во флюиде, отбираемом из пласта, содержащее:

пробоотборник для отбора пластового флюида;

рефрактометр для измерения коэффициента преломления флюида в процессе отбора пластового флюида;

запоминающее устройство для хранения расчетного значения коэффициента преломления минерализованной воды во флюиде, отбираемом из пласта, который определяют с использованием каротажных данных; и

процессор, способный осуществлять определение характеристики минерализованной воды во флюиде, отбираемом из пласта, исходя из расчетного значения коэффициента преломления минерализованной воды и по результатам измерений коэффициента преломления, осуществленных в процессе отбора флюида из пласта.

В частных вариантах выполнения устройство содержит камеру для сбора флюида и насос для перекачки флюида в камеру.

Упомянутой характеристикой является одна из включающих загрязнение минерализованной воды во флюиде, отбираемом из пласта, и чистоту минерализованной воды, отбираемой из пласта.

В другом варианте предлагается устройство для оценки характеристики минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, в который проникает буровой раствор на водной основе, содержащий:

пробоотборник для отбора флюида из пласта;

рефрактометр для осуществления множества измерений коэффициента преломления флюида в процессе отбора флюида из пласта;

запоминающее устройство для хранения расчетного значения коэффициента преломления, определенного на основании каротажных данных; и

процессор, способный осуществлять подбор кривой к значениям серии измерений коэффициента преломления, выполненных на протяжении определенного периода времени в процессе отбора флюида, и определять характеристику минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, исходя из расчетного коэффициента преломления и подобранной кривой.

Процессор может быть выполнен с возможностью расчета конечного значения коэффициента из измерений коэффициента преломления.

Процессор выполнен с возможностью, исходя из расчетного коэффициента преломления в момент времени t и подобранной кривой, рассчитывать степень загрязнения или степень чистоты минерализованной воды во флюиде, отбираемом из пласта, в более поздний момент времени t+Δt.

Упомянутые значения данных соответствуют одному из значений, включающих значения множества измерений коэффициента преломления и значения удельного сопротивления, соответствующие этому множеству значений измерений коэффициента преломления.

В одном из частных вариантов процессор способен давать команду на отбор образца флюида из пласта, когда выбранное значение данных указывает, что минерализованная вода во флюиде, отбираемом из пласта, имеет приемлемую степень чистоты, или минерализованная вода во флюиде, отбираемом из пласта, имеет приемлемую степень загрязнения.

Кроме того, процессор способен обрабатывать результаты измерений коэффициента преломления в одном из местоположений, включающих положение в стволе скважины, положение на поверхности и положение частично в стволе скважины и частично на поверхности.

Устройство может содержать насос для откачки флюида из пласта в камеру или ствол скважины.

Устройство может также содержать средство транспортировки, которым является кабель или система труб для доставки пробоотборника и рефрактометра в ствол скважины.

Кроме того, устройство может дополнительно содержать камеру для сбора флюида из пласта и насос для перекачивания флюида в камеру под давлением, превышающим гидростатическое давление, или камеру для сбора флюида из пласта и связанную с ней газовую камеру для увеличения давления флюида в камере.

Для облегчения понимания описанных в настоящем изобретении устройства и способа далее приведено подробное описание вариантов осуществления со ссылкой на приложенные чертежи, на которых одинаковые элементы обозначены одинаковыми позициями и на которых:

на фиг.1 показан вид в вертикальном разрезе системы каротажа на кабеле согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения,

на фиг.2 - блок-схема опробователя пластов, применимого в системе, показанной на фиг.1 согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения,

на фиг.3 - схема оптического рефрактометра, применимого в показанном на фиг.2 скважинном приборе, для определения коэффициента преломления образцов скважинного флюида,

на фиг.4 - диаграмма, иллюстрирующая пример измерений коэффициента преломления, осуществленных за определенный период времени, на протяжении которого состав флюида, отбираемого из пласта, изменяется с фильтрата бурового раствора на водной основе преимущественно на минерализованную пластовую воду,

на фиг.5 - диаграмма, иллюстрирующая пример измерений коэффициента преломления, осуществленных за определенный период времени, на протяжении которого состав флюида, отбираемого из пласта, изменяется с фильтрата бурового раствора на углеводородной основе преимущественно на пластовую нефть, и

на фиг.6 - диаграмма, иллюстрирующая пример удельного сопротивления, вычисленного на основании коэффициента преломления.

На фиг.1 показана блок-схема системы каротажа на кабеле согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения. Показана скважина 101, пробуренная в пласте 102. В скважине 101, пробуренной в пласте 102, находится каротажный прибор 103 на армированном кабеле 115. От прибора 103 отходят необязательные захватные устройства 112 и 114 для стабилизации прибора 103. На приборе установлены два расширяющихся пакера 104 и 106, способных делить кольцевое пространство ствола скважины 101 на верхнее кольцевое пространство 130, герметизированное промежуточное кольцевое пространство 132 и нижнее кольцевое пространство 134. На приборе установлен избирательно выдвижной башмак 140. Захватные устройства 112, пакеры 104 и 106 и выдвижной башмак 140, которые используют для отбора флюида, более подробно описаны далее при рассмотрении фиг.2.

Телеметрия, используемая в кабельном варианте осуществления, включает скважинное устройство 116 двусторонней связи, соединенное с наземным устройством 118 двусторонней связи одним или несколькими проводниками 120, проходящими внутри армированного кабеля 115. Наземное устройство 118 двусторонней связи помещается в наземном контроллере 150, который имеет процессор, память и устройство вывода данных, в целом обозначенные позицией 152. Для подачи армированного кабеля 115 в ствол скважины 101 используют стандартный канатный шкив 122. Прибор 103 имеет скважинный контроллер 160 с процессором и памятью 162 для управления опробованием пласта согласно описанным в изобретении способам. Скважинный прибор 103 имеет множество датчиков, включая оптический сенсорный модуль 170 и необязательные контейнеры 128 для проб. Оптический сенсорный модуль 170 используют для измерения коэффициента преломления флюида, отбираемого из пласта с течением времени в выбранных местоположениях и на переменных глубинах в скважине 101. Прибор 103 также имеет другие датчики (в целом обозначенные позицией 125), такие как датчик давления, температурный датчик, измеритель расхода и т.д.

На фиг.2 показана блок-схема части опробователя 103 пластов, используемого в стволе скважины для отбора пластового флюида и измерения на месте коэффициента преломления. Избирательно выдвижные захватные элементы 112 входят в контакт со стенкой 204 скважины и фиксируют трубчатый элемент 206 прибора 103. Пакеры 104 и 106 выдвигаются и входят в контакт со стенкой 204 скважины. Выдвинутые пакеры разделяют кольцевое пространство скважины на три области - верхнее кольцевое пространство 130, промежуточное кольцевое пространство 132 и нижнее кольцевое пространство 134. Герметизированное кольцевое пространство (или герметизированная область) 132 примыкает к пласту 218. На трубчатом элементе 206 установлен выдвижной уплотнительный башмак 140, который может избирательно выдвигаться и входить в герметизированную область 132. Через башмак 140 проходит жидкая линия 222, служащая каналом для сообщения между пластовым флюидом 208 и датчиками прибора, такими как оптический сенсорный модуль 170, и имеющая отверстие 220, герметично прижатое к стенке 204. Кроме того, предусмотрены датчики 125 для определения давления, температуры и расхода скорости течения образца пластового флюида. Пакеры 104 и 106 герметично прижимаются к стенке 204 и образуют уплотнение между стенкой 204 и выдвижным башмаком 140. В результате снижения давления в герметизированной области 132 до вхождения башмака 140 в контакт со стенкой инициируется поток пластового флюида в герметизированную область 132. Когда выдвинутый башмак 140 входит в контакт со стенкой, флюид 208 из пласта поступает в прибор через отверстие 220. При установке выдвижного башмака 140 ему придают определенную ориентацию. Для определения ориентации выдвижного башмака 140 может использоваться датчик, такой как акселерометр. После этого выдвижной башмак 140 может быть установлен в желаемом направлении.

Для управления отбором пластового флюида 208 используют скважинный контроллер 160. Контроллер 160 соединен с устройством регулирования объема бурового раствора в скважине, таким как насос 226. Насосом 226 может являться винтовой насос или любой применимый насос, способный откачивать пластовый флюид 208 из пласта 218. Для измерения скорости течения флюида предусмотрен измеритель расхода. На жидкой линии 222 между оптическим сенсорным модулем 170 и насосом 226 расположен клапан 230 для регулирования потока флюида, поступающего в насос 226. Объем ниже уровня обратного хода поршня насоса 226 является испытательным объемом 205, в который входит жидкая линия 222.

Для определения коэффициента преломления пластового флюида в испытательном объеме 205 используют оптический сенсорный модуль 170. Может использоваться любой соответствующий оптический модуль или система, применимая для определения коэффициента преломления. Согласно одной из особенностей оптический сенсорный модуль рассчитан на измерение коэффициента преломления с использованием интенсивности отражения на границе раздела окна и флюида. Путем сравнения интенсивности отражения у заполненного воздухом датчика и сниженной интенсивности отражения, когда в датчике находится какой-либо иной флюид, и с использованием известных коэффициентов отражения окна (обычно сапфирового окна) и воздуха вычисляют коэффициент преломления. Согласно одной из особенностей рефрактометр оптического сенсорного модуля 170 может быть рассчитан на измерение на месте коэффициента преломления любого желаемого флюида, включая нефть, газ и минерализованную пластовую воду. Рефрактометр может иметь широкий диапазон, такой как от n=1,0 до n=1,75 и относительно высокую разрешающую способность, такую как 0,00025 или выше. Такой рефрактометр обеспечивает относительно широкий диапазон коэффициентов преломления и имеет относительно высокую разрешающую способность. Такой рефрактометр обеспечивает измерения коэффициента преломления, применимые для контроля очистки образцов, содержащих от преимущественно фильтрата бурового раствора до преимущественно чистого или реликтового пластового флюида, описанного в изобретении. В целях настоящего описания может использоваться любой применимый рефрактометр, включая без ограничения рефрактометры, описанные в патенте US 6683681 В2 и в публикации заявки US 2004/0007665 A1, правопреемником которых является правопреемник настоящей заявки, и содержание которых в порядке ссылки включено в настоящую заявку.

Оптический сенсорный модуль 170 соединен с контроллером 160 и обеспечивает информацию обратной связи для системы управления с обратной связью. Ее используют для корректировки задания параметров, таких как обнаружение очистки образцов. Очистка образцов означает переход от загрязненного фильтратом пластового флюида к реликтовому или почти чистому пластовому флюиду в процессе откачивания флюида на выбранных глубинах в стволе скважины. Скважинный контроллер 160 может иметь процессор, такой как микропроцессор для обработки значений измерений коэффициента преломления. В качестве считываемого компьютером носителя для хранения данных, компьютерных программ и алгоритмов, связанных с применением описанного в изобретении устройства, и для осуществления различных функций и способов, связанных с таким устройством, может использоваться устройство хранения данных, такое как запоминающее устройство.

В процессе очистки отбираемый флюид по линии 219 выпускают в верхнее кольцевое пространство 130. Линия 219 соединена с насосом 226 трубопроводом

227. имеющим выбираемый внутренний клапан 232. Если желателен отбор образцов флюида, флюид может быть направлен в необязательные резервуары или контейнеры 228 для проб с помощью внутренних клапанов 232, 233а и 233b, а не путем подачи флюида по линии 219. Флюид, находящийся в резервуарах 228. извлекают из скважины для анализа.

Согласно одной из особенностей результаты осуществляемой в скважине обработки данных могут быть переданы на поверхность для использования или дальнейшей обработки. Контроллер 160 направляет обработанные данные в систему 116 двусторонней передачи данных 116, находящуюся в стволе скважины. Система 116 передачи данных передает сигнал данных наземному контроллеру 150, в который входит процессор 151 и запоминающее устройство для хранения компьютерных программ, алгоритмов и данных, применимых в описанных в изобретении устройстве и способах. В целях настоящего описания применима любая система передачи данных. Сигналы, принимаемые на поверхности, обрабатывает процессор 151, связанный с наземным контроллером 150, который преобразует данные и перемещает их в соответствующее устройство вывода и(или) запоминающее устройство 152. Наземный контроллер 150 также может использоваться для передачи скважинному прибору 103 инициирующих тестовых команд.

На фиг.3 показана схема узла 305 рефрактометра, применимого в оптическом сенсорном модуле 170. Источник 310 света, включающий лампу накаливания и коллимирующую линзу, излучает коллимированный луч света. Коллимированный луч света может падать преимущественно перпендикулярно наружной поверхности первого сапфирового окна 303. После взаимодействия с флюидом свет выходит через второе сапфировое окно 302. Согласно одной из конфигураций сапфировые окна 303 и 302 могут быть расположены в целом перпендикулярно коллимированному лучу света и разделены зазором или каналом 304, по которому между ними протекает исследуемый пластовый флюид. В одном из вариантов осуществления узел 305 рефрактометра отклоняет часть падающего коллимированного луча света от источника 310 и фокусирует его на границе 307 раздела первого сапфирового окна 303 и флюида в канале 304. Светоделитель 317 делит отраженный луч света между рефрактометром 316, 318 и 320 и спектрометром 621 ослабленной отражающей способности. Часть коллимированного луча света, которая не отклонена для использования в рефрактометре или спектрометре ослабленной отражающей способности, продвигается дальше, и ее используют в других датчиках.

На фиг.3 показаны два оптических передающих стержня 300, 301 (которыми могут являться оборачивающие объективы, стеклянные или сапфировые стержни), также называемые левым стержнем 300 и правым стержнем 301, которые могут использоваться для направления света. В одной из конфигураций продольные оси обоих оптических передающих стержней лежат в плоскости, перпендикулярной плоскости как устойчивых к воздействию давления пластин, образующих первое сапфировое окно 303 и второе сапфировое окно 302, так и канала 304. Кроме того, оба оптических передающих стержня 300, 301 могут быть расположены рядом друг с другом (и соприкасаться друг с другом там, где они сходятся на поверхности 303), а также могут соприкасаться с первой сапфировой пластиной 303. С целью максимального усиления светового сигнала может применяться высокотемпературный гель для согласования показателей преломления, который устраняет разрыв между передающими стержнями 300, 301 и первой сапфировой пластиной 303. Если разрыв заполнен только воздухом, результаты измерений коэффициента преломления не меняются, поскольку он на один и тот же порядок величины ослабляет результаты измерений интенсивности света как у неизвестного образца, так и у контрольного образца. Такая система может применяться для определения коэффициента преломления образца пластового флюида в канале 304 (фиг.2). Подробности методов измерения и анализа с целью определения коэффициента преломления приведены в патенте US 6683681 В2 и публикации заявки US 2004/0007665 A1.

На фиг.4 показана диаграмма 400, иллюстрирующая пример измерений на месте коэффициента преломления, осуществляемых на протяжении выбранного периода времени в процессе откачивания пластового флюида. В частном примере, проиллюстрированном на фиг.4, буровым раствором является буровой раствор на водной основе, а реликтовым флюидом является минерализованная пластовая вода. По оси у 402 отложен коэффициент преломления, а по оси х 404 отложено время. На протяжении периода до начала откачивания в момент 406 (по истечении около 4200 секунд) коэффициент преломления, измеряемый рефрактометром, подобным тому, который показан и описан со ссылкой на фиг.3, имеет очень стабильную и постоянную величину, обозначенную позицией 408. С началом откачивания коэффициент преломления отбираемого флюида изменяется, и по истечении короткого времени начинает возрастать с момента, указанного стрелкой 410. По мере откачивания флюида относительное содержание фильтрата (бурового раствора) во флюиде начинает снижаться, а относительное содержание реликтового флюида начинает увеличиваться. Иными словами, по мере откачивания пластового флюида происходит процесс очистки флюида, в ходе которого повышается степень чистоты образцов с удалением фильтрата из зоны проникновения пласта. Таким образом, относительное содержание реликтового флюида или степень чистоты "fp" начинает увеличиваться, а степень загрязнения "fc" начинает снижаться. В частном примере, проиллюстрированном на фиг.4, буровым раствором является буровой раствор на водной основе, а реликтовым флюидом является минерализованная пластовая вода. Поскольку коэффициент преломления бурового раствора на водной основе ниже, чем коэффициент преломления минерализованной пластовой воды, коэффициент преломления отбираемого флюида увеличивается с течением времени. Это объясняется тем, что плотность (коэффициент преломления) бурового раствора на водной основе меньше, чем плотность минерализованной пластовой воды. Как показано на фиг.4, коэффициент преломления быстро увеличивается до наступления момента, обозначенного стрелкой 414, а затем его увеличение начинает убывать по конусу, т.е. он начинает относительно медленно увеличиваться с течением времени. В частном примере, проиллюстрированном на фиг.4, показано, что коэффициент преломления увеличивается до истечения около 6500 секунд. Обычно при длительном времени откачивания (которое может составлять 24 часа и т.д.) достигается динамическое равновесие, при котором образец скважинного флюида, отбираемого из пласта, очищается с той же скоростью, с которой происходит его повторное загрязнение под воздействием соседних зон, таких как зоны, расположенные выше и ниже зоны, из которой отбирают образец. Таким образом, результаты скважинных измерений, таких как измерения коэффициента преломления, часто преимущественно перестают изменяться, но степень чистоты образца все еще не достигает 100%. Динамическое равновесие зависит от различных факторов, таких как соотношение горизонтальной и вертикальной проницаемости. С точки зрения настоящего описания степень чистоты, достижимую по истечении очень длительного периода времени, называют окончательной степенью чистоты "ftp", которая обычно составляет менее 100%. Соответствующую окончательную степень загрязнения (1-ftp) обозначают как "ftc." Таким образом, желательно путем контроля измерений рассчитать, какое время может потребоваться для достижения окончательной степени чистоты или соответствующей окончательной степени загрязнения. Кроме того, в процессе отбора пластового флюида желательно осуществлять расчет фактической степени очистки, т.е. степени загрязнения или чистоты в реальном времени. Если количество фильтрата по достижении окончательной степени чистоты превышает определенную выбранную величину (например, свыше 5% или 10%), возможно, нежелательно осуществлять отбор образца в выбранном местоположении в стволе скважины и, возможно, более желательно завершить процесс отбора флюида и переместить прибор в другое местоположение в стволе скважины.

Как показано на фиг.4, линией 450 обозначена расчетная или вычисленная величина коэффициента преломления реликтовой минерализованной пластовой воды. Путем сравнения расчетного коэффициента преломления реликтовой минерализованной пластовой воды и измеренного коэффициента преломления загрязненной смеси определяют относительное содержание реликтовой минерализованной пластовой воды в смеси извлекаемых флюидов. По результатам сравнения обоих коэффициентов преломления может быть вычислена степень загрязнения или степень чистоты. Согласно одной из особенностей расчетная величина коэффициента преломления реликтовой минерализованной пластовой воды может быть вычислена на основании предшествующих данных и знания свойств породы пласта, из которого отбирают флюид. Коэффициент преломления фильтрата бурового раствора может быть определен непосредственно. В качестве альтернативы, он может быть рассчитан на основании других свойств, таких как удельное сопротивление в случае буровых растворов на водной основе. Осуществляемые сравнения могут включать вычисление разностей и использование соотношений выбранных значений измерений или величин.

Согласно одной из особенностей при отборе образца воды из скважины, пробуренной с использованием бурового раствора на водной основе, для расчета удельного сопротивления реликтовой минерализованной пластовой воды и на его основании коэффициента преломления реликтовой минерализованной пластовой воды могут использоваться каротажные диаграммы. Например, удельное сопротивление минерализованной пластовой воды может быть рассчитано с использованием типичных свойств породы в области ствола скважины, таких как параметров Арчи "а" и "m" показателя удельного сопротивления (F=а/Пористость ^ m), а также диаграмм каротажа сопротивления с помощью зондов с большим радиусом исследования и пористости по данным нейтронного каротажа в водонасыщенной зоне. По аналогии диаграммы нейтронного каротажа могут использоваться для расчета минерализации минерализованной пластовой воды. Для зоны со 100% насыщением водой нейтронное сечение по данным каротажа равно Среднеквадратичное отклонение _ Диаграмма=Среднеквадратичное отклонение_Минерализованная пластовая вода * Пористость + Среднеквадратичное отклонение_Матрица * (1 - Пористость). По влиянию растворенной соли на сечение минерализованной пластовой воды можно определить минерализацию минерализованной пластовой воды путем вычисления величины Среднеквадратичное отклонение_Минерализованная пластовая вода в пересчете на типичное нейтронное сечение для рассматриваемого пласта и пористости по данным диаграмм нейтронного каротажа. Затем на основании удельного сопротивления, давления и температуры минерализованной пластовой воды можно вычислить коэффициент преломления минерализованной пластовой воды. Взаимосвязь между удельным сопротивлением, давлением, температурой и коэффициентом преломления рассмотрена в патенте US 7027928. Путем непосредственного измерения коэффициента преломления фильтрата бурового раствора на водной основе или, если его удельное сопротивление известно, путем вычисления его коэффициента преломления, определяют обе конечные точки для вычисления на их основе степени загрязнения в процентах. Таким образом, определяют известным коэффициент преломления как чистого фильтрата бурового раствора на водной основе (одна конечная точка), так и чистой минерализованной пластовой воды (другая конечная точка). Степень загрязнения может быть вычислена по результатам линейной интерполяции между обеими конечными точками чистых флюидов.

При отборе образца нефти из скважины, пробуренной с использованием бурового раствора на углеводородной основе, для расчета коэффициента преломления пластовой нефти можно использовать предшествующую информацию о флюиде, полученном в этом регионе. Поскольку при непосредственном измерении коэффициента преломления фильтрата бурового раствора на углеводородной основе известны обе конечные точки, можно определить степень загрязнения по результатам линейной интерполяции между конечными точками чистых флюидов.

Как показано на фиг.4, в любой момент в процессе отбора флюида известен коэффициент преломления флюида. Путем сравнения текущей величины коэффициента преломления и расчетной величины линии 450 можно определить степень загрязнения или чистоты. Если разность между расчетной величиной линии 450 и конечным значением данных на фиг.4 (более подробно описанных далее) превышает выбранную величину, может быть практически неосуществимым получить относительно чистый образец, даже если флюид откачивают из пласта в течение длительного времени. В такой ситуации прибор может быть перемещен в другое местоположение в стволе скважины для получения чистых образцов. Описанные в изобретении система, устройство и способы могут быть рассчитаны на обеспечение как качественных, так и количественных показателей текущих и окончательных степеней чистоты и загрязнения с использованием серии измерений коэффициента преломления, осуществленных за выбранный период времени. Согласно одной из особенностей в настоящем изобретении получают показатель или осуществляют расчет в реальном времени отрезка истекшего времени откачивания, прежде чем пластовый флюид достигнет определенной степени чистоты, исходя из изменений коэффициента преломления. Например, разность между коэффициентом преломления минерализованной пластовой воды с высокой минерализацией и коэффициентом преломления практически пресного бурового раствора на водной основе составляет приблизительно 0,030. Таким образом, предложенная в настоящем изобретении система позволяет в реальном времени рассчитывать относительное содержание загрязненного или чистого флюида исходя из текущего коэффициента преломления и расчетного конечного коэффициента преломления или расчетного коэффициента преломления реликтовой минерализованной пластовой воды.

Согласно другой особенности в предложенной в настоящем изобретении системе осуществляют расчет окончательной степени чистоты или загрязнения путем подгонки соответствующей кривой к данным коэффициента преломления, полученным за выбранный период времени. В целях настоящего изобретения может использоваться любой применимый метод или алгоритм подгонки кривых. Некоторые примеры методов построения (подгонки/подбора) кривых, которые могут применяться в настоящем изобретении, описаны далее. Кривая, которая может быть подогнана к показанным на фиг.4 данным, обозначена сплошной линией 420.

На фиг.5 показана диаграмма, иллюстрирующая пример измерений на месте коэффициента преломления, осуществляемых за выбранный период времени в процессе откачивания пластового флюида, при этом используемым буровым раствором является буровой раствор на углеводородной основе, а реликтовым флюидом является пластовая нефть. По оси у 502 отложен коэффициент преломления (округленный с точностью до 0,001), а по оси х 504 отложен откачиваемый объем флюида. В проиллюстрированном на фиг.5 примере используется откачиваемый объем, а не время, как на фиг.4. В некоторых случаях откачиваемый объем флюида может являться более приемлемым параметром, например, когда скорость откачивания флюида является преимущественно непостоянной на протяжении времени откачивания. При начале откачивания с нулевого объема 506 результаты измерения коэффициента преломления рефрактометром, подобным тому, который показан и описан со ссылкой на фиг.3, являются до некоторой степени неустойчивыми, как это обозначено позицией 515. Такие результаты могут быть получены из-за беспорядочных изменений состава первоначально откачиваемого флюида. С увеличением откачиваемого объема коэффициент преломления флюида начинает быстро падать, как это отображено начальной частью данных, в целом обозначенной стрелкой 506, а затем начинает расти более плавно, как это отображено данными, в целом обозначенными стрелкой 508. В любом частном случае откачивания скорость изменения коэффициента преломления зависит от степени очистки. В частном примере, проиллюстрированном на фиг.5, по мере продолжения откачивания с объема, обозначенного стрелкой 510 (4000-5000 куб. см), коэффициент преломления начинает относительно медленно расти. В частном примере, проиллюстрированном на фиг.5, динамическое равновесие или окончательная степень чистоты может быть достигнута после откачивания значительно большего объема, который, как показано, превышает 14000 куб. см.

В примере, проиллюстрированном на фиг.5, коэффициент преломления снижается по мере откачивания флюида, поскольку коэффициент преломления бурового раствора на углеводородной основе превышает коэффициент преломления пластовой нефти. Предложенная в настоящем изобретении система позволяет подгонять соответствующую кривую к данным и обеспечивает расчет коэффициента преломления при окончательной степени чистоты и текущей степени чистоты (или загрязнения) отбираемого флюида. Когда известен коэффициент преломления фильтрата и чистого пластового флюида, можно определить степень чистоты, или загрязнения в процентах по результатам линейной интерполяции между этими двумя конечными точками. Как и в случае, показанном на фиг.4, согласно одной из особенностей предложенная в настоящем изобретении система обеспечивает расчет коэффициента преломления при окончательной степени чистоты или текущего уровня загрязнения путем подгонки соответствующей кривой к данным коэффициента преломления, полученным за выбранный период времени. Перед осуществлением подгонки кривой с целью расчета конечных величин система обычно отбрасывает нетипичные (высокие и низкие) результаты (пики данных), такие как обозначены позицией 412 (фиг.4) и позицией 515 (фиг.5).

Удельное сопротивление пластового флюида связано с коэффициентом преломления флюида и, следовательно, может быть вычислено на основании коэффициента преломления и использовано для расчета конечных величин. На фиг.6 показана диаграмма 600, иллюстрирующая пример удельного сопротивления, вычисленного на основании коэффициента преломления, измеренного во время очистки. В случае когда буровым раствором является пресный буровой раствор на водной основе, а реликтовым флюидом является минерализованная пластовая вода, коэффициент преломления увеличивается в процессе очистки. Это объясняется тем, что плотность минерализованной пластовой воды превышает плотность бурового раствора на водной основе. Тем не менее, поскольку удельное сопротивление минерализованной пластовой воды меньше удельного сопротивления пресного бурового раствора на водной основе, оно будет уменьшаться в процессе очистки. На фиг.6 проиллюстрирован пример, в котором удельное сопротивление, вычисленное или рассчитанное на основании коэффициента преломления, снижается в процессе очистки. По оси у 602 отложено вычисленное удельное сопротивление, а по оси х 604 отложено время. Вычисленное удельное сопротивление показано с момента начала откачивания, который в этом частном случае соответствует 8000 секунд, и до момента 10000 секунд. За период, предшествующий моменту начала откачивания, выполняют другие задачи с использованием скважинного прибора, такие как настройка прибора и т.д. Величины удельного сопротивления с течением времени показаны стрелкой 608. Как отмечено выше, данные коэффициента преломления или данные удельного сопротивления, вычисленного на основании коэффициента преломления, могут использоваться для расчета окончательной степени чистоты или загрязнения путем соответствующей подгонки кривой к таким данным. Для вычисления удельного сопротивления на основании коэффициента преломления, показанного в примере, проиллюстрированном на диаграмме 600, может использоваться любая известная зависимость. Поскольку такие зависимости известны, они не описаны в настоящем изобретении. Зависимости хранят в памяти в скважине или на поверхности и используют для вычисления удельного сопротивления на основании измеренных величин коэффициента преломления.

Для подгонки кривой может использоваться процессор скважинного прибора или наземный процессор, или их соответствующее сочетание. Согласно одной из особенностей данные измерений, такие как показаны на фиг.4 и 5, или вычисленные данные, такие как показаны на фиг.6, могут быть переданы наземному процессору, который с помощью запрограммированных команд подгоняет кривую к определенному числу точек ввода данных и экстраполирует кривую с целью определения окончательной степени чистоты или окончательной степени загрязнения и текущих уровней чистоты или загрязнения. Согласно другой особенности в скважинной памяти, доступной для скважинного процессора, могут храниться программы, при этом скважинный процессор осуществляет подгонку кривой и посредством системы телеметрии передает результаты на поверхность. Как отмечено выше, для подгонки кривой к результатам измерений коэффициента преломления или вычисленному удельному сопротивлению может использоваться любой применимый метод подгонки кривой. Примеры некоторых методов подгонки кривой приведены далее.

В одном из вариантов осуществления в предложенных в изобретении способе и устройстве осуществляют подгонку данных измерений к неасимптотической кривой. Одним из примеров неасимптотической кривой является кривая, которая обеспечивает подгонку к данным на протяжении типичного или выбранного времени откачивания, такого как от 30 минут до двух часов, с последующей экстраполяцией результатов к величине, кратной времени откачивания, но с приближением плюс или минус бесконечность в бесконечности, таким как приближение в виде степенного ряда.

Согласно одной из особенностей в настоящем изобретении осуществляют подгонку непрерывно дифференцируемой неасимптотической кривой к исходным данным. Подгонка может осуществляться к истекшему времени или к откачиваемому объему флюида. Метод, который используют в настоящем изобретении, включает без ограничения, например, подгонку неасимптотической кривой к точкам ввода исходных данных, такую как A(t)=c1+c2t1/2+c3t1/34tl/4. Программа путем исчисления аналитически вычисляет первое производное как dA/dt=(с2/2)t-1/2+(с3/3)t-2/3+(c4/4)t-3/4. Применительно к этому методу а0 означает "конечный" коэффициент преломления, т.е. коэффициент преломления при каком-либо очень длительном времени (например, 24 часа), которое значительно превышает длительность обычного откачивания. С течением времени уменьшается как (А0-А), так и t(dA/dt), где А означает коэффициент преломления в момент времени t. Если допустить, что обе эти величины уменьшаются с одинаковой скоростью, то они пропорциональны друг другу, то есть (А0-А)=mt(dA/dt), где "m" является постоянной величиной. Согласно одной из особенностей в предложенном способе подставляют различные расчетные величины А0, пока не будет найдена расчетная величина А0, обеспечивающая приемлемую или лучшую линейную подгонку методом наименьших квадратов у=(А-А0) и х=[t(dA/dt)]. Максимальное соответствие задано формулой у=mх+b, в которой точка пересечения b является ближайшей к нолю, что, как было установлено, обеспечивает более высокую точность, чем нахождение максимума "R2" для линейного приближения двух прямо пропорциональных переменных величин. Для осуществления подгонки кривой в настоящем изобретении выбирают точку ввода исходных данных в выбранный момент времени t (которым может являться самый поздний момент времени t), в который фактические данные пересекаются (или максимально приближаются) к линии максимального соответствия. Для прогнозирования коэффициента преломления в несколько более поздний момент времени t+Δt используют формулу ΔА=(а0-А)/[1+m(1+t/Δt)], которую получают путем замены dA/dt на ΔА/Δt, замены t на t+Δt и замены А на А+ΔА в формуле (А0-А)=mt (dA/dt). Затем рекурсивно применяют эту формулу ΔА для прогнозирования коэффициента преломления в момент времени t+Δt, после чего используют вновь вычисленный коэффициент преломления для вычисления коэффициента преломления в несколько более поздний момент времени t+2Δt и так далее для всех моментов времени в будущем. Тем самым осуществляют прогнозирование A(t).

Если наклон m подгонки является положительным, это означает, что был выбран нежелательный отрезок исходных данных с кривизной вверх или вниз в направлении плюс или минус бесконечность. В таком случае выбирают новую точку ввода исходных данных в определенный момент времени t и продолжают процесс подгонки кривой, как это описано выше. Для данных, значения которых возрастают и выравниваются с течением времени, степень окончательной чистоты в любой будущий момент времени t задана формулой A(t)/A0. Для данных, значения которых уменьшаются и выравниваются с течением времени, степень окончательной чистоты в любой будущий момент времени t задана формулой [As-A(t)]/[As0], где As означает начальный коэффициент преломления с левого края (самый ранний момент времени) выбранного окна данных.

Так, согласно одной из особенностей настоящего изобретения предложен способ расчета интересующей характеристики или параметра, такого как текущая, будущая или окончательная степень чистоты или загрязнения минерализованной пластовой воды в пластовом флюиде, отбираемом или откачиваемом в выбранном местоположении в стволе скважины в процессе отбора флюида. Согласно одной из особенностей способа оценивают характеристику минерализованной пластовой воды во флюиде, получаемом из пласта, в который проникает буровой раствор на водной основе. При осуществлении способа рассчитывают коэффициент преломления реликтовой минерализованной пластовой воды по результатам измерений в скважинах; отбирают флюид из пласта; многократно измеряют коэффициент преломления флюида в процессе отбора пластового флюида; и сравнивают расчетный коэффициент преломления с коэффициентом преломления, измеренным в процессе отбора пластового флюида, с целью оценки характеристики минерализованной пластовой воды. Интересующей характеристикой или свойством может являться степень загрязнения образца скважинного флюида или степень чистоты минерализованной пластовой воды в образце скважинного флюида, или относительное содержание чистой или реликтовой минерализованной пластовой воды или относительное содержание загрязненной пластовой воды в образце скважинного флюида.

Согласно другой особенности способа оценивают характеристику минерализованной пластовой воды во флюиде, получаемом из пласта, в который проникает буровой раствор на водной основе, при этом рассчитывают коэффициент преломления реликтовой минерализованной пластовой воды на основании каротажных данных, таких как диаграммы каротажа сопротивлений или другие диаграммы электрического каротажа; отбирают флюид из пласта; многократно измеряют коэффициент преломления флюида в процессе отбора флюида; осуществляют подгонку кривой к значениям данных, которые соответствуют множеству значений измерений коэффициента преломления; и оценивают характеристику минерализованной пластовой воды, исходя из расчетного коэффициента преломления и подогнанной кривой. При осуществлении способа возможно дополнительно рассчитывают окончательное значение данных и(или) оценивают степень загрязнения или степень чистоты минерализованной пластовой воды в будущий момент времени, исходя из расчетного коэффициента преломления и подогнанной кривой. Значениями данных, к которым подгоняют кривую, могут являться измеренные значения фактического коэффициента преломления или значения удельного сопротивления, выведенные из измеренных значений коэффициента преломления. Согласно одной из особенностей отбор флюида завершают, когда разность между расчетным коэффициентом преломления и окончательным значением превышает выбранную величину. Согласно другой особенности осуществляют сбор образца пластового флюида, когда установлено, что минерализованная пластовая вода имеет приемлемый уровень чистоты. Согласно другой особенности вычисляют расчетный коэффициент преломления реликтовой минерализованной пластовой воды, соответствующий выбранной температуре и давлению.

Согласно другой особенности предложен способ оценки характеристики флюида в процессе отбора пластового флюида, при осуществлении которого: отбирают флюид из пласта; измеряют коэффициент преломления флюида в процессе отбора пластового флюида с целью получения множества значений коэффициента преломления; получают множество значений удельного сопротивления, соответствующих множеству значений коэффициента преломления; осуществляют подгонку кривой посредством множества значений удельного сопротивления; исходя из подогнанной кривой, рассчитывают окончательное значение значений удельного сопротивления; и оценивают характеристику флюида с использованием текущего значения удельного сопротивления и расчетного окончательного значения. Характеристикой флюида может являться окончательное значение загрязнения флюида; окончательное значение чистоты флюида; окончательное значение содержания углеводородов во флюиде; относительное загрязнение флюида; относительное содержание нефти во флюиде; относительное содержание газа во флюиде; или относительное содержание воды во флюиде. Может использоваться любой способ расчета компонентов флюида и воспроизведения наглядного изображения расчетных компонентов, которым может являться полутоновое наглядное изображение или цветное наглядное изображение, при этом каждое такое изображение может являться двухмерным или трехмерным изображением.

Согласно другой особенности предложено устройство для оценки характеристики минерализованной пластовой воды во флюиде, отбираемом из пласта, которое может иметь: пробоотборник для отбора пластового флюида; рефрактометр для измерения коэффициента преломления флюида в процессе отбора пластового флюида; запоминающее устройство, в котором хранится расчетная величина коэффициента преломления реликтовой минерализованной пластовой воды в пласте, который определяют с использованием каротажных данных; процессор, который рассчитывает характеристику минерализованной пластовой воды на основании расчетного значения коэффициента преломления реликтовой минерализованной пластовой воды и измерения коэффициента преломления, осуществленного в процессе отбора пластового флюида. Для сбора образца скважинного флюида может использоваться пробоотборная камера. Для перекачивания пластового флюида в пробоотборную камеру под гидростатическим давлением может использоваться насос. Для повышения давления флюида в пробоотборной камере может использоваться сжатый газ в камере. Согласно другой особенности процессор может осуществлять подгонку кривой к значениям данных, которые соответствуют множеству значений измерений коэффициента преломления, рассчитывать характеристику минерализованной пластовой воды в отобранном флюиде, исходя из расчетного коэффициента преломления реликтовой минерализованной пластовой воды и подогнанной кривой. Процессор также может рассчитывать окончательное значение данных и рассчитывать степень загрязнения или степень чистоты минерализованной пластовой воды в отобранном флюиде в будущий момент времени, исходя из расчетного коэффициента преломления реликтовой минерализованной пластовой воды и подогнанной кривой. Значениями данных, используемыми для подгонки кривой, могут являться значения данных, которые соответствуют множеству значений измерений коэффициента преломления, или значений удельного сопротивления, соответствующих множеству результатов измерений коэффициента преломления. Согласно другой особенности процессор может быть рассчитан подавать команду отбора образца пластового флюида, когда выбранное значение данных указывает, что степень чистоты минерализованной пластовой воды или степень загрязнения минерализованной пластовой воды является приемлемой.

Согласно другой особенности предложен машиночитаемый носитель со встроенной в него компьютерной программой, которая может содержать: набор команд подгонки кривой к данным, соответствующим множеству значений, измерений коэффициента преломления флюида, полученных в процессе отбора пластового флюида; набор команд расчета окончательного значения коэффициента преломления на основании подогнанной кривой; и набор команд оценки характеристики минерализованной пластовой воды во флюиде на основании подогнанной кривой и расчетной величины реликтовой минерализованной пластовой воды, вычисленной с использованием каротажных данных. Компьютерная программа может дополнительно содержать набор команд подгонки кривой к значениям данных за выбранный период времени и экстраполяции подогнанной кривой к величине, кратной выбранному времени, с приближением плюс или минус бесконечность в бесконечности.

Считываемой компьютером носителем может являться ПЗУ, ОЗУ, ПЗУ на компакт-диске, цифровой видеодиск, флэш-память или любой другой, известный или не известный в настоящее время машиночитаемый носитель, при реализации которого компьютер, такой как процессор скважинного контроллера 418 и(или) процессор наземного контроллера 412 осуществляет предложенные в настоящем изобретении способы.

В изложенном выше описании с целью иллюстрации и пояснения приведены частные варианты осуществления настоящего изобретения. Тем не менее специалисты в данной области техники поймут, что в описанные варианты осуществления может быть внесено множество усовершенствований и изменений. Подразумевается, что все такие изменения и усовершенствования следует считать входящими в описание.

1. Способ оценки характеристики минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, в который проникает буровой раствор на водной основе, при осуществлении которого:
рассчитывают коэффициент преломления минерализованной воды во флюде, получаемом из пласта, с использованием каротажных данных;
отбирают флюид из пласта;
осуществляют серию измерений коэффициента преломления флюида на протяжении определенного периода времени в процессе отбора пластового флюида из пласта; и
оценивают характеристику минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, с использованием расчетного коэффициента преломления и коэффициента преломления, измеренного в процессе отбора пластового флюида.

2. Способ по п.1, в котором каротажными данными являются одни из данных, включающих удельное сопротивление породы, пористость породы и нейтронное сечение.

3. Способ оценки характеристики минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, в который проникает буровой раствор на водной основе, при осуществлении которого:
рассчитывают коэффициент преломления минерализованной воды во флюде, получаемом из пласта, по результатам скважинных измерений, отбирают флюид из пласта;
осуществляют серию измерений коэффициента преломления флюида на протяжении определенного периода времени в процессе отбора флюида;
осуществляют подбор кривой к полученным значениям измерений коэффициента преломления; и
оценивают характеристику минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, исходя из расчетного коэффициента преломления и подобранной кривой.

4. Способ по п.3, в котором дополнительно рассчитывают конечное значение коэффициента из полученных измерений коэффициента преломления.

5. Способ по п.4, в котором исходя из расчетного коэффициента преломления в момент времени t и подобранной кривой, дополнительно оценивают коэффициент преломления в более поздний момент времени t+Δt.

6. Способ по п.1, в котором характеристика минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, соответствует одной из включающих:
коэффициент преломления минерализованной воды во флюде, получаемом из пласта, и удельное сопротивление, соответствующее измерениям коэффициента преломления.

7. Способ по п.4, в котором дополнительно завершают отбор флюида, если разность между расчетным коэффициентом преломления и конечным значением коэффициента из полученных измерений коэффициента преломления превышает выбранную величину.

8. Способ по п.3, в котором при расчете коэффициента преломления рассчитывают коэффициент преломления, соответствующий выбранной температуре и давлению.

9. Способ оценки характеристики флюида, в котором:
отбирают флюид из пласта;
измеряют коэффициент преломления флюида в процессе отбора пластового флюида с целью получения значений коэффициента преломления на протяжении определенного периода времени в процессе отбора флюида;
получают значения удельного сопротивления флюида, соответствующие полученным значениям коэффициента преломления;
осуществляют подбор кривой по полученным значениям удельного сопротивления;
исходя из подобранной кривой, рассчитывают окончательное значение удельного сопротивления; и
оценивают характеристику флюида с использованием текущего значения удельного сопротивления и расчетного окончательного значения удельного сопротивления.

10. Способ по п.9, в котором характеристикой флюида является одна из характеристик, включающих загрязнения флюида, чистоту флюида, содержание углеводородов во флюиде, относительное содержание загрязнения флюида, относительное содержание нефти во флюиде, относительное содержание газа во флюиде и относительное содержание воды во флюиде.

11. Способ по п.9, в котором дополнительно оценивают компоненты флюида и воспроизводят наглядное изображение этих компонентов в виде полутонового наглядного изображения или цветного наглядного изображения.

12. Способ по п.9, в котором подбор кривой осуществляют одним из способов, включающих подбор асимптотической кривой, подбор неасимптотической кривой и подбор кривой методом наименьших квадратов.

13. Устройство для оценки характеристики минерализованной воды во флюиде, отбираемом из пласта, содержащее:
пробоотборник для отбора пластового флюида;
рефрактометр для измерения коэффициента преломления флюида в процессе отбора пластового флюида;
запоминающее устройство для хранения расчетного значения коэффициента преломления минерализованной воды во флюде, отбираемом из пласта, который определяют с использованием каротажных данных; и
процессор, способный осуществлять определение характеристики минерализованной воды во флюде, отбираемом из пласта, исходя из расчетного значения коэффициента преломления минерализованной воды и по результатам измерений коэффициента преломления, осуществленных в процессе отбора флюида из пласта.

14. Устройство по п.13, содержащее камеру для сбора флюида и насос для перекачки флюида в камеру.

15. Устройство по п.13, в котором упомянутой характеристикой является одна из включающих загрязнение минерализованной воды во флюде, отбираемом из пласта, и чистоту минерализованной воды, отбираемой из пласта.

16. Устройство для оценки характеристики минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, в который проникает буровой раствор на водной основе, содержащее:
пробоотборник для отбора флюида из пласта;
рефрактометр для осуществления множества измерений коэффициента преломления флюида в процессе отбора флюида из пласта;
запоминающее устройство для хранения расчетного значения коэффициента преломления, определенного на основании каротажных данных; и
процессор, способный осуществлять подбор кривой к значениям серии измерений коэффициента преломления, выполненных на протяжении определенного периода времени в процессе отбора флюида, и определять характеристику минерализованной воды во флюиде, получаемом из пласта, исходя из расчетного коэффициента преломления и подобранной кривой.

17. Устройство по п.16, в котором процессор выполнен с возможностью расчета конечного значения коэффициента из измерений коэффициента преломления.

18. Устройство по п.16, в котором процессор выполнен с возможностью, исходя из расчетного коэффициента преломления в момент времени t и подобранной кривой, расчитывать степень загрязнения или степень чистоты минерализованной воды во флюиде, отбираемом из пласта, в более поздний момент времени t+Δt.

19. Устройство по п.16, в котором значения данных соответствуют одному из значений, включающих значения множества измерений коэффициента преломления и значения удельного сопротивления, соответствующие этому множеству значений измерений коэффициента преломления.

20. Устройство по п.16, содержащее насос для откачки флюида из пласта в камеру или ствол скважины.

21. Устройство по п.16, в котором процессор способен давать команду на отбор образца флюида из пласта, когда выбранное значение данных указывает, что минерализованная вода во флюиде, отбираемом из пласта, имеет приемлемую степень чистоты, или минерализованная вода во флюиде, отбираемом из пласта, имеет приемлемую степень загрязнения.

22. Устройство по п.16, содержащее средство транспортировки, которым является кабель или система труб для доставки пробоотборника и рефрактометра в ствол скважины.

23. Устройство по п.16, в котором процессор способен обрабатывать результаты измерений коэффициента преломления в одном из местоположений, включающих положение в стволе скважины, положение на поверхности и положение частично в стволе скважины и частично на поверхности.

24. Устройство по п.16, дополнительно содержащее камеру для сбора флюида из пласта и насос для перекачивания флюида в камеру под давлением, превышающим гидростатическое давление.

25. Устройство по п.16, дополнительно содержащее камеру для сбора флюида из пласта и связанную с ней газовую камеру для увеличения давления флюида в камере.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу измерения степени загрязнения моторного масла продуктами износа узлов трения. .

Изобретение относится к методам аналитического контроля качества газового конденсата и нефтей и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтеперерабатывающей отраслях промышленности.

Изобретение относится к исследованиям физико-химических свойств вязких нефтепродуктов. .

Изобретение относится к технологии определения содержания механических примесей в нефтепродуктах, в частности к способам и устройствам для определения нерастворимых осадков в отработанных моторных, гидравлических, трансформаторных и других маслах на минеральной основе, и может быть использовано в различных областях науки и производства.

Изобретение относится к измерительной технике. .

Изобретение относится к аналитической химии, а именно к способу подготовки проб для определения содержания элементов и их изотопов в углеводородных, минеральных и синтетических, в частности вакуумных маслах, нефтепродуктах и горюче-смазочных материалах.

Изобретение относится к измерительной технике, а именно к установкам для измерения массового расхода потока газосодержащей жидкости и может быть использовано, в частности, в системах учета и контроля нефти при ее добыче, транспорте и переработке.

Изобретение относится к методам аналитического контроля качества нефти, нефтепродуктов и газового конденсата и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтеперерабатывающей отраслях промышленности.

Изобретение относится к анализу качества авиационных керосинов и дизельных топлив, а именно к экспрессному определению кинематической вязкости путем измерения плотности топлив при температуре 20°С.

Изобретение относится к испытательной технике для оценки качества смазочных масел, преимущественно авиационных моторных масел, в частности к оценке их коррозионной активности на конструкционные и уплотнительные материалы, и может быть использовано в химической и авиационной промышленности для определения уровня противокоррозионных свойств моторных масел и их дифференциации при допуске к производству и применению в технике
Изобретение относится к способу подготовки маловодного пластового флюида нефтяных месторождений для молекулярно-биологического анализа

Изобретение относится к способу оценки концентрации смолоподобных веществ в водной суспензии титрованием и может быть использовано в области экспериментальной и промышленной биотехнологии

Изобретение относится к способу оценки чистоты воздуха гермокабин летательных аппаратов, поступающего от компрессоров газотурбинных двигателей, на содержание продуктов разложения смазочных масел, включающий проведение параллельных отборов проб воздуха гермокабины путем его прокачки через патроны с сорбентом с последующим наземным газохроматографическим анализом на колонках разной селективности и полярности для идентификации компонентов-примесей

Группа изобретений относится к области машиностроения и может быть использована для оценки в реальном масштабе времени работоспособности масла с целью определения оптимальных сроков его замены. Способ заключается в том, что на контролируемое масло направляют пучок оптического излучения, возбуждающего флуоресценцию масла, измеряют интенсивность флуоресценции свежего масла одновременно в трех спектральных диапазонах и определяют два рабочих спектральных диапазона, в которых значения интенсивностей больше, чем в третьем, измеряют интенсивность флуоресценции в процессе эксплуатации масла, определяют показатель окисления масла как отношение интенсивностей в рабочих спектральных диапазонах и по показателю окисления оценивают работоспособность масла, причем оптическое излучение, возбуждающее флуоресценцию масла, поляризуют и дополнительно одновременно измеряют интенсивности флуоресценции с параллельной и перпендикулярной поляризацией излучения относительно поляризации оптического излучения, возбуждающего флуоресценцию масла, по которым определяют показатель анизотропии флуоресценции масла, а также измеряют температуру масла и дополнительно определяют динамическую вязкость масла по заданной калибровочной зависимости и оценивают работоспособность масла по показателю окисления, сравнивая значение показателя с пороговым значением, и по изменению вязкости масла при его рабочей температуре относительно порогового значения. Также представлено устройство для осуществления данного способа. Достигается повышение достоверности оперативного контроля работоспособности масла за счет повышения информативности путем использования для эффективной оценки состояния масла одновременно двух диагностических показателей - степени окисления масла, характеризующей изменение химических свойств масла, и вязкости масла, характеризующей способность обеспечивать эффективную толщину слоя смазки между поверхностями узлов трения. 2 н.п. ф-лы, 1 табл., 3 ил.

Изобретение касается способа выявления примесей в работающем масле и определения степени его загрязненности. Пробы диагностируемого и эталонного масла идентичной марки, а также масла с предельно допустимым значением загрязнителя внедряют в носитель из капиллярно-пористого материала, который помещают в область поверхностного тлеющего высоковольтного разряда от пластинчатого электрода. Тлеющий разряд, скользящий по поверхности исследуемого масла, фотографируют и проводят алгоритмическую обработку. Степень загрязненности, вид загрязнителей и пригодность работающего масла к эксплуатации определяют путем сравнения интенсивности свечения диагностируемого работающего масла с эталонным маслом и маслом с предельно допустимым значением загрязнителя. Сравнение производят по условному коэффициенту интенсивности, который определяют по отношению длин корон тлеющего разряда образцов в зеленой составляющей спектра. Технический результат заключается в повышении точности анализа и обеспечении возможности выявления конкретных загрязняющих компонентов. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к подготовке и транспортировке нефти на промыслах и на предприятиях, занимающихся переработкой нефти, транспортировкой и распределением нефтепродуктов. Способ основан на том, что в процессе налива емкости производится измерение концентрации углеводородов в вытекающей из горловины паровоздушной смеси и трех временных интервалов от момента начала налива до: момента первоначального появления углеводородов в паровоздушной смеси, которое принимают за минимальное значение концентрации; момента максимальной величины концентрации углеводородов в паровоздушной смеси; момента окончания налива по достижении максимального уровня в емкости. Массу потерь нефти или нефтепродукта определяют по следующей формуле: M п п = V ц [ ( t ц − t C m a x ) C m a x t ц + ( t C m a x − t C m i n ) ( C m a x + C m i n ) 2 t C m a x ] , где Mпп - масса потерь нефти или нефтепродуктов от испарения в выбросах паровоздушной смеси, кг; Vц - объем емкости, м3; tц - отрезок времени от начала налива емкости до достижения максимального уровня заполнения, мин; Cmax - максимальная массовая концентрация углеводородов в паровоздушной смеси, кг/м3; Cmin - минимальная массовая концентрация углеводородов в паровоздушной смеси, кг/м3; tCmax - отрезок времени от начала налива до выхода паров с концентрацией Cmax, мин; tCmin - отрезок времени от начала налива до выхода паров с концентрацией Cmin, мин. Достигаются снижение трудоемкости и повышение точности определения потерь углеводородов. 1 табл.
Изобретение относится к области нефтяной промышленности и предназначено для исследования процесса внутритрубной деэмульсации. Способ исследования процесса внутритрубной деэмульсации включает в себя подготовку модели пластовой воды, состав которой соответствует ионному составу пластовой воды месторождения, формирование холостой и рабочей пробы, установление проб на возвратно-поступательный шейкер, перемещающийся со скоростью, эквивалентной скорости движения эмульсии при внутритрубной деэмульсации, при этом время и температуру перемешивания задают соответствующими внутритрубной деэмульсации, введение в рабочие пробы деэмульгатора и ингибиторов коррозии и солеотложения в последовательности, концентрациях и количестве, моделирующих локальную дозировку реагентов в точках подачи в реальной системе внутритрубной деэмульсации, выдерживание их в течение 20-24 часов при комнатной температуре, определение количественного содержания солюбилизированной нефти в водной фазе и получение вывода о влиянии ингибиторов коррозии и солеотложения на количественное содержание солюбилизированной деэмульгатором нефти. При этом холостая и рабочая пробы состоят из водонефтяной эмульсии, приготовленной из безводной нефти исследуемого месторождения и подготовленной модели пластовой воды, пробы получают перемешиванием в течение 30-35 минут со скоростью вращения мешалки не менее 2600 об/мин. Заявленный способ обеспечивает учет взаимного влияния ингибиторов солеотложения и коррозии на количественное содержание солюбилизированной деэмульгатором нефти. 5 табл., 1 пр.

Изобретение относится к технике моделирования процессов разложения смазочных масел в газотурбинных двигателях для проведения исследований по токсичности продуктов разложения смазочных масел и для сокращения количества полетных проб воздуха кабин летательных аппаратов при исследовании степени загрязнения воздуха вредными веществами, поступающими вместе с воздухом в систему кондиционирования воздуха, и определения состава вредных примесей, опасных концентраций в воздухе газов и паров, повышения чувствительности их определения. Устройство для моделирования содержит дозатор масла, камеру распыления и разложения смазочных масел (1). На выходе потока воздуха из камеры расположен диффузор (2). На камере размещен нагреватель (3) с термопарой (4) и термореле (5). Устройство включает воздуховод (6), подводящий перекачиваемый горячий воздух в камеру разложения смазочных масел, подключенный через манометр (7) к воздушному компрессору (8). Устройство содержит баллон (13), заполненный азотом особой чистоты, соединенную с ним газопроводом через регулятор (12), переходник (11) и накидные гайки (23, 24) герметичную мерную емкость с воздушной полостью, с маслом и крышкой для залива масла, с маслопроводом. Мерная емкость (9) подключена через переходник (11) с накидными гайками (20, 21) к мерному капилляру (15) в рубашке охлаждения (16) с циркулирующей водой через термостат с насосом (18) и радиаторами, прикрепленному к камере разложения с помощью накидной гайки (22) и конуса уплотнения (25). Также устройство включает дополнительную камеру (26), привинченную к основной камере разложения (1) соосно и герметизированную прокладкой (27), с установленным внутри нее штоком с маховиком (17), с нарезанной и не нарезанной частями. При этом нарезанная часть выполнена с возможностью перемещения во внутренней шайбе с резьбой (28) для регулирования объема камеры разложения и изменения условий моделирования концентрации масла, а не нарезанная часть герметизирована в сальнике с графитовым уплотнением (29). Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в повышении точности моделирования состава продуктов разложения масла в авиационных газотурбинных двигателях. 1 ил.

Изобретение относится к определению физико-химических свойств веществ и материалов: относительной плотности, средней числовой молекулярной массы, коксуемости по Конрадсону, энергии активации вязкого течения многокомпонентных углеводородных систем. Сущность способа заключается в том, что определение физико-химических свойств: относительной плотности, средней числовой молекулярной массы, коксуемости по Конрадсону, энергии активации вязкого течения МУВС - производится путем определения интегрального показателя поглощения многокомпонентной углеводородной системы, линейно коррелирующего с определяемыми физико-химическими свойствами. Интегральный показатель поглощения многокомпонентной углеводородной системы определяется по концентрации раствора образца и его цветовой характеристике в колориметрической системе XYZ, причем первичное определение цветовых характеристик раствора образца производится по фотографическому изображению раствора образца в колориметрической системе sRGB, затем производится переход из колориметрической системы sRGB в колориметрическую систему XYZ, при этом после перехода к колориметрической системе XYZ производится корректировка цветовой характеристики раствора образца в колориметрической системе XYZ на стандартный источник излучения. Определение цветовой характеристики растворов образцов по фотографическим изображениям производится без использования приборов для регистрации электронных спектров поглощения, что позволяет упростить и повысить производительность заявляемого способа. Далее по цветовой характеристике и концентрации раствора определяется интегральный показатель поглощения вещества, который линейно коррелирует с определяемыми ФХС. Достигается упрощение и ускорение определения ФХС МУВС. 3 пр., 6 табл., 3 ил.
Наверх