Обработка сигнала, полученного в результате оптического анализа текучей среды

Обработка сигнала, полученного в результате оптического анализа текучей среды

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Предпосылки создания изобретения

Для добычи углеводородов и других требуемых веществ из природных залежей, скрытых в геологических формациях в толще Земли, обычно бурят скважины в грунт. Сразу же при достижении интересующего пласта в пробуренной скважине буровики часто исследуют пластовые текучие среды посредством отбора проб пластовых текучих сред для анализа. Анализ пробы текучей среды дает информацию о составе, вязкости, температуре начала кипения и других важных характеристиках текучей среды. Эта существенная информация используется для решений по планированию разработки месторождений, а также для организации производственных мощностей в технологических процессах, реализуемых перед добычей и после нее. Такой отбор проб текучих сред зачастую осуществляют на раннем этапе эксплуатации скважины, чтобы гарантировать, что эта существенная информация будет доступна во время принятия решений по планированию разработки месторождений и развитию производственных мощностей в технологических процессах, реализуемых перед добычей и после нее.

В типичном случае пробу текучей среды получают, опуская пробоотборник для текучих сред в скважину и извлекая пробу текучей среды из подземного пласта. Одним примером пробоотборника является модульный прибор для динамических испытаний пластов (МПДИП (MDT)), это зарегистрированный товарный знак фирмы «Шлюмбергер Текнолоджи Корпорейшн» (Schlumberger Technology Corporation), владеющей правами на данное изобретение. Возможные приборы для испытаний пластов описаны в патентах США №№4860581 и 4936139, авторами которых являются Циммерман (Zimmerman) и др. и которые переуступлены обладателю прав на данное изобретение.

На фиг.1 показано устройство 101 для тестирования пластов, предназначенное для отбора пробы текучей среды из пласта 114. Устройство 101 подвешено в стволе 110 скважины на проводной линии связи 115 или многожильном кабеле, который разматывают с барабана, расположенного на поверхности. На упомянутой поверхности проводная линия связи 115 в типичном случае подключена к электрической системе 118 управления, которая контролирует устройство 101 и управляет им.

Сразу же после того, как устройство 101 оказывается на требуемой глубине, его используют для получения пробы пластовой текучей среды. Устройство 101 имеет пробник 120 или средство приема текучей среды, которое выполнено с возможностью избирательного выдвижения из устройства 101, а также анкерный крепежный элемент 121 на противоположной стороне устройства 101, также выполненный с возможностью избирательного выдвижения. Пробник 120 выдвигается из устройства 101 и прижимается к стенке 112 ствола скважины, вследствие чего пробник 120 сообщается посредством текучей среды с пластом 114. Типичное устройство 101 также включает в себя насос (не показан). Этот насос используется для перекачивания пластовых текучих сред из устройства 101 в ствол 110 скважины.

Одна из проблем, связанных с отбором проб текучих сред, состоит в том, что пластовая текучая среда в типичном случае загрязнена фильтратом бурового раствора. Фильтрат бурового раствора представляет собой текучий компонент бурового раствора, который просачивается в пласт во время процесса бурения. Этот фильтрат бурового раствора вторгается в пласт и загрязняет природную пластовую текучую среду около ствола скважины. Когда из пласта берут пробу текучей среды, эта проба будет изначально включать в себя значительную часть фильтрата бурового раствора. Таким образом, проба текучей среды на начальных стадиях сбора проб не отображает природные пластовые текучие среды.

Для решения указанной проблемы пробу текучей среды обычно берут из пласта и перекачивают в ствол скважины или в большую камеру для отходов в пробоотборнике до тех пор, пока отбираемая текучая среда не окажется «рафинированной» или «очищенной». «Рафинированная» или «очищенная» проба - это проба текучей среды, в которой концентрация фильтрата бурового раствора является приемлемо низкой, вследствие чего текучая среда отображает местные пластовые текучие среды. В этот момент пробу можно собирать для дальнейшего анализа.

Снова обращаясь к фиг.1, отмечаем, что пластовую текучую среду извлекают из пласта 114 с помощью пробника 120, и эта текучая среда проходит через первый анализатор 125 текучих сред перед тем, как упомянутую текучую среду выкачивают из устройства 101 в ствол скважины с помощью насосного средства (не показано). Анализатор 125 текучих сред анализирует пробу текучей среды для определения уровня загрязнения фильтратом бурового раствора. Сразу же после очистки пластовой текучей среды, извлекаемой посредством пробника, пробу текучей среды можно отводить путем перекачивания этой пробы текучей среды в одну из камер 122, 123 для проб.

Анализатором текучих сред одного типа, используемым в скважинном устройстве для тестирования пластов, является оптический датчик, который измеряет оптическую плотность (OD) пробы текучей среды на нескольких разных длинах волн в ближней инфракрасной области (БИК области) и видимой области спектра. Оптическую плотность рассчитывают по формуле OD=-log₁₀(T), где Т - коэффициент пропускания, который представляет собой отношение пропущенного света к падающему свету. Нефть, используемая в буровом растворе на нефтяной основе (РНО), в типичном случае имеет светлый цвет, поэтому по мере очистки пробы текучей среды оптическая плотность в цветовых каналах увеличивается, асимптотически приближаясь к оптической плотности более темной местной пластовой текучей среды. В случае бурового раствора на водной основе (РВО), фильтрат бурового раствора обычно бесцветен, поэтому при очистке пробы текучей среды оптическая плотность в цветовых каналах увеличивается, асимптотически приближаясь к оптической плотности более темной местной пластовой текучей среды.

На оптическую плотность пробы текучей среды влияют два типа поглощения: цветовое поглощение и молекулярное колебательное поглощение. Цветовое поглощение возникает, когда падающий свет взаимодействует с орбитальными электронами. Разновидности нефти могут иметь разные цвета, т.к. в них присутствуют изменяющиеся количества ароматических соединений, смол и асфальтенов, причем каждый такой компонент поглощает свет в видимой и ближней инфракрасной областях спектра. Например, разновидности тяжелой нефти имеют более высокие концентрации ароматических соединений, смол и асфальтенов, придающие им темные цвета. С другой стороны, разновидности легкой нефти и конденсат имеют более светлые, желтоватые цвета, потому что они имеют более низкие концентрации ароматических соединений, смол и асфальтенов.

Молекулярное колебательное поглощение представляет собой поглощение на некоторой конкретной частоте света, обуславливаемое резонансом химических связей в молекуле. В то время как цветовое поглощение охватывает видимую и ближнюю инфракрасную области спектра, молекулярное колебательное поглощение происходит только на конкретных длинах волн для конкретных материалов. Для любой заданной молекулы длина волны, на которой происходит колебательное поглощение, связана с молекулярной структурой и типами химических связей в пробе текучей среды. Например, большинство нефтепродуктов имеет пики молекулярного колебательного поглощения вблизи длин волн 1200 нм, 1400 нм и 1700 нм.

Еще один фактор, который может повлиять на измеряемую оптическую плотность пробы текучей среды, известен под названием «рассеяние». Рассеяние происходит тогда, когда падающий свет отражается частицами, присутствующими в пробе текучей среды, таким образом, что отраженный свет не достигает детектора (фотоприемника). В типичном случае, рассеяние происходит независимо от длины волны падающего света, но все же есть некоторые обстоятельства, при которых рассеяние может зависеть от длины волны света.

Молекулярное колебательное поглощение зависит от концентрации конкретного вещества, а фаза вещества не обязательно влияет на это поглощение. Например, резонансный пик поглощения метана (около 1670 нм) будет иметь почти неизменную величину независимо от того, представлен метан в газовой фазе или растворен в нефти.

На фиг.2 показана оптическая плотность для нескольких разновидностей нефтепродуктов, включая конденсат 202, мазут 204 и гудрон 206. Оптическая плотность этих текучих сред, обуславливаемая цветом, зависит от длины волны и образует непрерывную кривую на всем протяжении спектра длин волн. Оптические плотности нефтепродуктов, показанные на фиг.2, также имеют пики 212, 214, 216 молекулярного колебательного поглощения на конкретных длинах волн. Если оптическая плотность, обуславливаемая цветом, является непрерывной кривой на всем протяжении спектра, то оптическая плотность, обуславливаемая молекулярным колебательным поглощением, характерна только для отдельных длин волн. Как показано на фиг.2, сырые нефти имеют пики молекулярного колебательного поглощения примерно на 1200 нм (что обозначено позицией 212), примерно на 1400 нм (что обозначено позицией 214) и примерно на 1700 нм (что обозначено позицией 216).

Оптическим датчиком одного типа является оптический анализатор текучих сред (ОАТС (OFA)) с зарегистрированным товарным знаком фирмы «Шлюмбергер Текнолоджи Корпорейшн», владеющей правами на данное изобретение. Оптический анализатор текучих сред измеряет оптическую плотность пробы текучей среды на десяти разных длинах волн в ближней инфракрасной и видимой областях спектра. Когда текучую среду сначала отбирают из пласта, проба текучей среды состоит главным образом из имеющего светлый цвет фильтрата бурового раствора на нефтяной основе. По мере очистки пробы текучей среды эта проба текучей среды будет содержать больше темной местной пластовой текучей среды. Оптическая плотность пробы текучей среды в цветовых каналах будет изменяться по мере очистки текучей среды. Например, поскольку пластовая текучая среда темнее, чем типичный фильтрат бурового раствора на нефтяной основе, оптическая плотность пробы текучей среды в цветовых каналах будет увеличиваться по мере отбора пробы текучей среды. Оптическая плотность в цветовых каналах будет асимптотически приближаться к оптической плотности пластовой текучей среды.

Собирая данные оптической плотности в разные моменты времени, можно математически определить оптическую плотность местной пластовой текучей среды, называемую «оптической плотностью при отсутствии загрязнения», путем расчета асимптотического значения измеренной оптической плотности. «Оптическая плотность при отсутствии загрязнения» - это оптическая плотность пробы текучей среды в случае, когда в этой пробе нет загрязнения (т.е. это оптическая плотность пластовой текучей среды). Сразу же после того момента, когда прогнозируется получение оптической плотности при отсутствии загрязнения, можно определить степень загрязнения фильтратом бурового раствора на нефтяной основе в пробе текучей среды на основании измеренной оптической плотности и оптической плотности при отсутствии загрязнения. Способы определения загрязнения буровым раствором на нефтяной основе в пробе текучей среды описаны, например, в патенте США №5266800, выданном Маллинзу (Mullins) и переуступленном обладателю прав на данное изобретение.

Оптический датчик другого типа называется анализатором текучих сред, содержащих газообразные пластовые флюиды (АТС (LFA)), это товарный знак фирмы «Шлюмбергер Текнолоджи Корпорейшн», владеющей правами на данное изобретение. Анализатор текучих сред, содержащих газообразные пластовые флюиды, отличается от оптического анализатора текучих сред тем, что в анализаторе текучих сред, содержащих газообразные пластовые флютды, используется канал метана на длине волны «пика метана». И анализатор текучих сред, содержащих газообразные пластовые флюиды, и оптический анализатор текучих сред имеют канал нефти на длине волны «пика нефти». «Пик метана» - это пик молекулярного колебательного поглощения метана, длина волны которого соответствует резонансу связи С-Н в молекуле метана. Один пик молекулярного колебательного поглощения метана возникает на длине волны примерно 1670 нм. Молекулярное колебательное поглощение происходит независимо от цвета текучей среды и независимо от того, находится метан в газовой фазе или растворен в пластовой текучей среде. Точно так же, «пик нефти» - это пик молекулярного колебательного поглощения нефти, длина волны которого соответствует резонансу комбинации групп -СН₂- и -СН₃- в молекуле нефти. Пик нефти в типичном случае возникает на длине волны примерно 1720 нм.

В типичном случае фильтрат бурового раствора на нефтяной основе содержит пренебрежимо малые количества метана, так что оптическая плотность на пике метана будет увеличиваться по мере извлечения пробы текучей среды из пласта. Оптическая плотность пробы на пике метана будет асимптотически приближаться к оптической плотности пластовой текучей среды на пике метана. Процентное загрязнение пробы текучей среды можно определить путем контроля оптической плотности в канале метана и сравнения этой оптической плотности с асимптотическим значением.

Еще одним свойством пластовой текучей среды, которое можно рассчитать с помощью канала метана, является газовый фактор (ГФ). Газовый фактор - это отношение объема углеводородов в газообразной фазе в местных пластовых текучих средах к объему жидких углеводородов в нормальных условиях. Газовый фактор является важной характеристикой, учитываемой в проектировании производственных мощностей в технологических процессах, реализуемых перед добычей и после нее. Например, если газовый фактор велик, то производственные мощности, располагаемые на поверхности, нужно проектировать в расчете на переработку большого количества газа, поступающего из скважины. Один способ расчета газового фактора описан в патенте США №6476384, выданном Маллинзу и др., упоминаемом во всей его полноте в данном описании для справок и переуступленном фирме «Шлюмбергер Текнолоджи Корпорейшн», владеющей правами на данное изобретение.

Оптический датчик еще одного типа называют анализатором конденсата и газа (АКГ (CGA)), это товарный знак фирмы «Шлюмбергер Текнолоджи Корпорейшн», владеющей правами на данное изобретение. В конденсатогазоанализаторе используются оптические каналы на конкретных частотах для получения лучшей оценки спектра газов и жидкостей, присутствующих в устройстве текучей среды. Например, типичный анализатор конденсата и газа имеет канал, который соответствует резонансному пику для молекулярного колебательного поглощения в диоксиде углерода. Типичный анализатор конденсата и газа способен определять массовые концентрации метана, неметановых газообразных углеводородов, диоксида углерода и жидких углеводородов.

Хотя эти анализаторы обеспечивают удобные способы контроля различных составляющих в пластовых текучих средах, а значит и степени загрязнения фильтратом бурового раствора в пластовых текучих средах, эти способы все же подвержены влиянию цвета пробы текучей среды, количества воды, присутствующей в пробе текучей среды, а также любых частиц в пробе текучей среды, которые рассеивают падающий свет, используемый для измерения оптической плотности. Предпочтительно иметь способы, устраняющие влияния цвета, воды и рассеяния.

Краткое изложение сущности изобретения

В некоторых вариантах осуществления изобретение относится к способам уточнения данных пробы текучей среды, заключающимся в том, что получают данные оптической плотности для пробы текучей среды, по меньшей мере, в одном цветовом канале и, по меньшей мере, в одном канале компонента текучей среды и определяют функцию цветового поглощения на основании данных оптической плотности. При осуществлении способа также рассчитывают часть оптической плотности, обуславливаемую цветовыми поглощениями, по меньшей мере, в одном из каналов компонентов текучей среды, и проводят цветовую коррекцию данных, вычитая часть оптической плотности, обуславливаемую цветовыми поглощениями, по меньшей мере, в одном из каналов компонентов текучей среды.

В других вариантах осуществления изобретение относится к способам уточнения данных пробы текучей среды, заключающимся в том, что получают данные оптической плотности для пробы текучей среды в канале воды и, по меньшей мере, в одном канале компонента текучей среды и рассчитывают часть оптической плотности, обуславливаемую поглощениями в воде, по меньшей мере, в одном из каналов компонентов текучей среды, на основании оптической плотности в канале воды и отношения поглощений в воде, по меньшей мере, для одного канала компонента текучей среды. При осуществлении этих способов также проводят коррекцию данных по содержанию воды оптической плотности в каждом упомянутом, по меньшей мере, одном из каналов компонентов текучей среды, отбрасывая часть данных оптической плотности, обуславливаемую поглощениями в воде.

В некоторых вариантах осуществления изобретение относится к способам уточнения данных пробы текучей среды, заключающимся в том, что получают данные оптической плотности для пробы текучей среды, по меньшей мере, в одном цветовом канале, канале воды и, по меньшей мере, в одном канале компонента текучей среды и определяют функцию цветового поглощения на основании упомянутых данных. Кроме того, при осуществлении этих способов рассчитывают часть оптической плотности, обуславливаемую цветовыми поглощениями, по меньшей мере, в одном из каналов компонентов текучей среды и проводят цветовую коррекцию данных оптической плотности, отбрасывая часть оптической плотности, обуславливаемую цветовыми поглощениями, по меньшей мере, в одном из каналов компонентов текучей среды.

Способы, соответствующие указанным вариантам осуществления изобретения, также могут предусматривать расчет части оптической плотности, обуславливаемой поглощениями в воде, по меньшей мере, в одном канале компонента текучей среды на основании оптической плотности в канале воды и расчет отношения поглощений в воде, по меньшей мере, для одного канала компонента на основании оптической плотности в канале воды и отношения поглощений в воде, по меньшей мере, для одного канала компонента текучей среды, и осуществление коррекции данных по содержанию воды оптической плотности, по меньшей мере, в одном канале компонента текучей среды, исключая часть оптической плотности, обуславливаемую поглощениями в воде.

В некоторых конкретных вариантах своего осуществления изобретение относится к способам уточнения данных пробы текучей среды, заключающимся в том, что получают данные оптической плотности для пробы текучей среды в совокупности оптических каналов, строят систему уравнений, которые моделируют оптическую плотность в этой совокупности оптических каналов в виде суммы, по меньшей мере, двух составляющих группы, состоящей из цветовых поглощений, молекулярных колебательных поглощений, поглощений в воде и рассеяния, и решают эту систему уравнений с определением молекулярных колебательных поглощений, по меньшей мере, в канале метана и канале нефти в каждый из совокупности моментов времени.

В определенных конкретных вариантах своего осуществления изобретение относится к электронной системе, которая включает в себя устройство ввода, выполненное с возможностью приема данных оптической плотности для пробы текучей среды на протяжении совокупности моментов времени, и запоминающее устройство, оперативно связанное с устройством ввода, для запоминания принимаемых данных. Электронная система также может включать в себя процессор, оперативно связанный с запоминающим устройством и выполненный с возможностью использования данных оптической плотности для построения системы уравнений, которые моделируют оптическую плотность в каждом из совокупности оптических каналов в виде суммы, по меньшей мере, двух членов группы, состоящей из цветовых поглощений, молекулярных колебательных поглощений, поглощений в воде и рассеяния, и выполненный с возможностью решения этой системы уравнений с определением молекулярных колебательных поглощений в канале метана и канале нефти.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 показано поперечное сечение известного из уровня техники устройства для тестирования пластов.

На фиг.2 показан график оптической плотности для нескольких типов нефтепродуктов в зависимости от длины волны падающего света.

На фиг.3 показан график оптической плотности в нескольких каналах оптического датчика в зависимости от времени.

На фиг.4 показан график оптической плотности в нескольких каналах оптического датчика для темного нефтепродукта в зависимости от времени.

На фиг.5 показан график натурального логарифма оптической плотности для нефтепродуктов некоторых типов в зависимости от величины, обратной длине волны.

На фиг.6 показан график оптической плотности после цветовой коррекции в нескольких каналах оптического датчика для темного нефтепродукта в зависимости от времени.

На фиг.7 показан график оптической плотности, обуславливаемый поглощениями в воде, в нескольких каналах.

На фиг.8 показан график оптической плотности в нескольких каналах оптического датчика для пробы текучей среды, содержащей воду, в зависимости от времени.

На фиг.9 показан график оптической плотности после коррекции по содержанию воды в нескольких каналах оптического датчика для пробы текучей среды, содержащей воду, в зависимости от времени.

На фиг.10 показан один вариант осуществления способа, соответствующего изобретению.

На фиг.11 показан один вариант осуществления способа, соответствующего изобретению.

На фиг.12 показан один вариант осуществления способа, соответствующего изобретению.

На фиг.13 показан один вариант осуществления способа, соответствующего изобретению.

Подробное описание

В определенных конкретных вариантах своего осуществления изобретение относится к способам обработки или фильтрации («очистки») сигнала скважинного оптического анализатора текучих сред. В некоторых конкретных вариантах своего осуществления изобретение относится к устранению влияния цвета. В других конкретных вариантах своего осуществления изобретение относится к устранению влияния воды. В еще одних конкретных вариантах своего осуществления изобретение относится к устранению влияния рассеяния. В одном или более конкретных вариантах своего осуществления изобретение относится к одновременному устранению влияний цвета, воды и рассеяния.

Цветовая коррекция

На фиг.3 показан график оптической плотности светлого нефтепродукта в нескольких каналах оптического датчика в случае использования бурового раствора на нефтяной основе. График иллюстрирует канал метана (отображенный кривой 304), канал нефти (отображенный кривой 302) и базовый канал (отображенный кривой 306). Также проиллюстрирован канал «метановой разности», который представляет собой канал (отображенный кривой 308), параметры которого определены в результате вычитания параметров базового канала из параметров канала метана. Базовый канал (отображенный на кривой 306), в котором не происходят молекулярные колебательные поглощения метана или нефтепродукта, используется в качестве базиса. Метановая разность в типичном случае используется ввиду возможности ложных показаний, которые обычно получают в отсутствие канала метана и базового канала.

Метановая разность (отображенная на кривой 308) со временем возрастает до некоторого асимптотического значения. Это возрастание метановой разности (кривая 308) можно использовать для прогнозирования загрязнения и - в связи с каналом нефти - для прогнозирования газового фактора пластовой текучей среды. Поскольку на фиг.3 представлен пример данных оптической плотности, собранных для светлого нефтепродукта, то он отображает типичное поведение каналов метана, нефти и базового канала без какого-либо влияния цвета.

Термин «загрязнение» текучей среды связан с количеством фильтрата бурового раствора в пробе текучей среды. В типичном случае о загрязнении говорят имея в виду загрязнение в объемных процентах. Газовый фактор (ГФ) - это отношение объема газа к объему жидкости в пробе текучей среды в нормальных условиях.

Когда проба текучей среды содержит очень темный нефтепродукт, цветовое поглощение происходит во всех каналах, включая каналы метана и нефти. Как можно увидеть на фиг.2, мазуты (обозначенные позицией 204) и гудроны (обозначенные позицией 206) имеют значительное цветовое поглощение рядом с 1700 нм, причем это значение близко к пику молекулярного поглощения (обозначенному позицией 216) для каналов метана и нефти. В результате можно сделать вывод, что темный нефтепродукт оказывает сильное влияние на каналы метана и нефти.

Это «влияние цвета» показано на фиг.4. Оптическая плотность канала нефти (отображенного на кривой 402) повышена (по сравнению с фиг.3), потому что обусловлена как молекулярным колебательным поглощением на пике нефти, так и цветовым поглощением, полученным в результате наличия темного нефтепродукта. Точно так же, оптическая плотность в канале метана (отображенном на кривой 404) повышена (по сравнению с фиг.3), потому что обусловлена как молекулярным колебательным поглощением на пике метана, так и цветовым поглощением, полученным при наличия темного нефтепродукта. Это влияние цвета также значительно увеличивает оптическую плотность в базовом канале (отображенном на кривой 406). В то время как базовый канал на фиг.3 (отображенный на кривой 306) близок к нулю (по значению оптической плотности), на фиг.4 показано, что влияние цвета может значительно увеличить оптическую плотность в базовом канале (отображенном на кривой 406).

Влияние цвета обуславливает метановую разность (отображенную на кривой 408), приводящую к очень малой оптической плотности, и, как можно увидеть на фиг.4, соответствующая кривая может быть пологой или даже убывающей. Такая кривая метановой разности обеспечивает прогноз нулевого загрязнения даже тогда, когда загрязнение пробы текучей среды может оказаться значительным. Кроме того, поскольку газовый фактор определяют на основании отношения параметров канала метана к параметрам канала нефти, повышенный уровень кривых, отображающих каналы метана, нефти и базовый канал, вызывает неточности в прогнозе газового фактора.

Для точного прогнозирования загрязнения и газового фактора следует устранить влияние цвета из каналов метана, нефти и базового канала. Как показано на фиг.2, цветовое поглощение зависит от длины волны. Соответствующую зависимость описывает уравнение 1:

где OD - оптическая плотность, α и β - постоянные, L - длина пути, а λ - длина волны. Уравнение 1 представляет собой один пример «функции цветового поглощения». Функция цветового поглощения - это любая функция, которая определяет оптическую плотность пробы текучей среды, обуславливаемую цветовыми поглощениями. В некоторых конкретных вариантах осуществления функция цветового поглощения зависит от длины волны. В других конкретных вариантах осуществления функция цветового поглощения может представлять собой постоянную. Взятие натурального логарифма с обеих сторон уравнения 1 дает:

Уравнение 2 показывает, что для разновидностей неочищенных нефтепродуктов натуральный логарифм оптической плотности линейно зависит от величины, обратной длине волны. Эта зависимость показана на фиг.5. Здесь показаны кривые ln(OD) в зависимости от 1/λ для разновидностей неочищенных нефтепродуктов в некотором диапазоне темноты цвета. В частности, кривая 502 для газоконденсата, кривая 504 для мазута и кривая 506 для гудрона - все они демонстрируют линейную зависимость. Эту зависимость можно использовать для прогнозирования цветового поглощения на любой длине волны на основании цветового поглощения на известных длинах волн.

В типичном случае анализатор текучих сред, содержащих газообразные пластовые флюиды, имеет пять цветовых каналов. «Цветовой канал» - это канал, в котором осуществляется измерение оптической плотности пробы текучей среды на длине волны, на которой измеряемая оптическая плотность обуславливается главным образом цветовым поглощением. Данные из цветовых каналов можно использовать совместно с уравнениями 1 и 2 для определения постоянных α и β. Хотя в данном описании не упоминаются специальные способы аппроксимации кривых, обычные специалисты в данной области техники должны быть знакомы со способами аппроксимации кривых, которые можно использовать с этим изобретением. Кроме того, количество каналов, имеющихся в некотором заданном устройстве или характерных для некоторого типа устройств, может изменяться, и это количество не является ограничительным признаком данного изобретения. Использование такого устройства с анализатором текучей среды, содержащей газообразные пластовые флюиды, - это лишь один пример.

Сразу же после определения постоянных α и β можно воспользоваться уравнением 1 для прогнозирования цветового поглощения на других длинах волн. Цветовое поглощение в канале метана, канале нефти и базовом канале можно вычесть из измеренной суммарной оптической плотности в этих каналах. Остаточная оптическая плотность, например, в канале метана лучше отображает молекулярное колебательное поглощение, обуславливаемое метаном, присутствующим в пробе текучей среды.

Измерение цветового поглощения в цветовых каналах обеспечивает прогнозирование цветового поглощения на других длинах волн или в других каналах. Пример конкретного варианта применения алгоритма цветовой коррекции к данным, показанным на фиг.4, проиллюстрирован на фиг.6. Оптическая плотность в канале метана (отображенном на кривой 604) и оптическая плотность в базовом канале (отображенном на кривой 606) значительно снижены, потому что устранены влияния цветового поглощения. Оптическая плотность в канале нефти (отображенном на кривой 602) тоже значительно снижена в результате применения алгоритма цветовой коррекции. Как можно увидеть на фиг.6, кривая 604 канала метана после цветовой коррекции возрастает до асимптотического значения. Кривая 606 базового канала после цветовой коррекции находится почти на нулевом уровне, показывая, что наибольшая доля оптической плотности, характеризуемой кривой (406 на фиг.4) базового канала, была обусловлена цветовым поглощением. Подобно кривой 604 канала метана после цветовой коррекции, кривая 608 метановой разности после цветовой коррекции проявляет нарастание, которое можно использовать для прогнозирования загрязнения, так что каналы метана, нефти и базовый канал после цветовой коррекции можно использовать для прогнозирования газового фактора.

Для специалистов в данной области техники понятно, что можно реализовать алгоритм цветовой коррекции применительно к каналам, отличающимся от канала нефти и канала метана. Провести цветовую коррекцию с помощью конкретных вариантов осуществления этого изобретения можно в любом канале компонента текучей среды. «Канал компонента текучей среды» - это любой канал, который можно использовать для определения состава пробы текучей среды или какого-либо свойства пробы текучей среды. Например, некоторые скважинные пробоотборники для текучих сред включают в себя оптический датчик с каналом, который соответствует неметановым газообразным углеводородам. В таком канале возможна цветовая коррекция с помощью определенных конкретных вариантов данного изобретения.

На фиг.10 показан способ, соответствующий определенным вариантам осуществления изобретения. Во-первых, способ предусматривает получение данных, связанных с оптической плотностью пробы текучей среды («данных оптической плотности»), по меньшей мере, в одном цветовом канале и, по меньшей мере, в одном канале компонента текучей среды (как показано на этапе 1002). В этом описании термин «данные оптической плотности» обычно употребляется для указания данных, связанных с оптической плотностью или коэффициентом пропускания. В некоторых вариантах осуществления изобретения предусматривается получение данных оптической плотности для двух цветовых каналов. В некоторых вариантах осуществления предусматривается сбор данных на протяжении некоторой совокупности моментов времени в течение процесса отбора проб. В некоторых вариантах осуществления предусматривается внесение поправок на протяжении некоторой совокупности моментов времени в течение процесса отбора проб. Данные могут включать данные оптической плотности в требуемых каналах или могут содержать данные другого типа, которые связаны с оптической плотностью, такие как значение коэффициента пропускания. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления изобретения предусматривается получение данных путем измерения, тогда как в некоторых других конкретных вариантах осуществления данные представляют собой ранее измеренные данные, получаемые с носителей информации. В некоторых вариантах осуществления упомянутый, по меньшей мере, один канал компонента текучей среды включает в себя канал метана и канал нефти.

Кроме того, способ предусматривает определение обуславливаемой цветовыми поглощениями функции длины волны для оптической плотности пробы текучей среды на основании данных оптической плотности для упомянутого, по меньшей мере, одного цветового канала (как показано на этапе 1004). В некоторых конкретных вариантах осуществления такая функция («функция цветового поглощения») определяется в каждый из совокупности моментов времени. Один пример такой функции продемонстрирован в уравнении 1. Данные, по меньшей мере, из одного цветового канала можно использовать для определения постоянных в общей форме любого уравнения, выбранного для описания цветовых поглощений.

Следует отметить, что уравнение 1 содержит два неизвестных, которые должны быть определены, но изобретение не сводится к определению двух неизвестных. Например, функция цветового поглощения может оценивать одно из значений или допускать его оценку. Такая функция цветового поглощения может содержать только одно неизвестное, которое можно определить, воспользовавшись данными только из одного цветового канала. Кроме того, специалисты в данной области техники смогут вывести функцию цветового поглощения, которая включает в себя более двух неизвестных. Типичный анализатор текучих сред включает в себя пять цветовых каналов, что гарантирует определение более двух неизвестных. Изобретение не ограничивается формой функции цветового поглощения.

Кроме того, при осуществлении способа определяют часть оптической плотности, обуславливаемую цветовыми поглощениями, по меньшей мере, в одном канале компонента текучей среды (как показано на этапе 1006). В некоторых конкретных вариантах осуществления часть ОП, обуславливаемую цветовыми поглощениями, рассчитывают в каждый из совокупности моментов времени. В других конкретных вариантах осуществления при осуществлении способа определяют часть оптической плотности, обуславливаемую цветовыми поглощениями, в базовом канале.

Кроме того, при реализации способа осуществляют цветовую коррекцию данных, вычитая часть оптической плотности, обуславливаемую цветовыми поглощениями, в каждом упомянутом, по меньшей мере, одном из каналов компонентов текучей среды (как показано на этапе 1008). В некоторых вариантах осуществления это делается в каждый из некоторой совокупности моментов времени. В некоторых конкретных вариантах осуществления способ также предусматривает устранение влияния рассеяния, по меньшей мере, в одном канале компонента текучей среды путем осуществления цветовой коррекции в базовом канале и вычитания оптической плотности после цветовой коррекции в базовом канале из оптической плотности после цветовой коррекции в каждом упомянутом, по меньшей мере, одном из каналов компонентов текучей среды (как показано на этапе 1010), что подробнее описывается ниже.

Алгоритм коррекции по содержанию воды

В пробе текучей среды вода может оказать влияние на оптич