Содержание асфальтенов в тяжелой нефти

Содержание асфальтенов в тяжелой нефти

Иллюстрации

Показать все

Реферат

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0001] Для пластов, содержащих тяжелую нефть (например, углеводороды с вязкостью выше около 1500 сП при пластовой температуре и/или с содержанием асфальтенов выше около 2% по массе), иногда характерны градиенты состава. Там, где такие пласты являются мощными (например, такие, которые простираются на глубину более чем 20 метров), эффект градиентов состава может быть усилен. Например, градиенты состава могут вызвать изменения в вязкости, температуре, содержании асфальтенов, интенсивности флуоресценции и/или других параметрах, таких как функция глубины, изменения едва ли не на несколько порядков величин. Таким образом, может быть выполнен анализ скважинного флюида (DFA) с использованием оптической спектроскопии. Тем не менее, рассеяние, вызванное водной эмульсией, которая может влиять на оптическое поглощение, может осложнить оптическую спектрометрию тяжелых видов нефти. В результате конечные продукты DFA, которые доступны для обычных видов нефти, могут быть не доступны для тяжелых видов нефти.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0002] Суть настоящего изобретения понятна наилучшим образом из следующего подробного описания с использованием ссылок на прилагаемые чертежи. Следует подчеркнуть, что, в соответствии со стандартной практикой в отрасли, различные характеристики отображаются не в соответствии с масштабом. На самом деле, размеры различных характеристик могут быть произвольно увеличены или уменьшены в целях ясности описания.

[0003] Фиг. 1 иллюстрирует схематическое изображение устройства в соответствии с одним или более аспектами настоящего изобретения.

[0004] Фиг. 2 иллюстрирует схематическое изображение устройства в соответствии с одним или более аспектами настоящего изобретения.

[0005] Фиг. 3 иллюстрирует схематическое изображение устройства в соответствии с одним или более аспектами настоящего изобретения.

[0006] Фиг. 4 иллюстрирует схематическое изображение устройства в соответствии с одним или более аспектами настоящего изобретения.

[0007] Фиг. 5 иллюстрирует блок-схему по меньшей мере части способа в соответствии с одним или более аспектами настоящего изобретения.

[0008] Фиг. 6 иллюстрирует схематическое изображение устройства в соответствии с одним или более аспектами настоящего изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

[0009] Следует понимать, что нижеследующее описание предлагает множество различных вариантов изобретения или примеров для реализации различных аспектов разнообразных вариантов изобретения. С целью упрощения описания настоящего изобретения ниже приводятся конкретные примеры элементов и комбинаций, которые, естественно, являются просто примерами и не являются исчерпывающими. Кроме того, в настоящем изобретении могут повторяться позиционные цифровые и/или буквенные обозначения в различных примерах. Такое повторение используется в целях простоты и ясности и, само по себе, не обозначает наличия взаимосвязи между различными рассматриваемыми вариантами и/или конфигурациями изобретения за исключением случаев, когда имеется прямое указание на такую связь.

[0010] Фиг. 1 представляет собой схематическое изображение проиллюстрированной типовой системы буровой площадки в соответствии с одним или более аспектами настоящего изобретения. Буровая площадка, которая может быть расположена в береговой зоне или в море, состоит из инструмента, спускаемого в скважину на тросе (тросовый инструмент) 100, выполненного с возможностью захвата части боковой стенки скважины 102, проникающей в подземный пласт 130.

[0011] Тросовый инструмент 100 может быть подвешен в скважине 102 с нижнего конца многожильного кабеля 104, который может быть намотан на лебедку (не показана) на земной поверхности. На поверхности кабель 104 может быть коммуникативно соединен с системой электроники и обработки 106. Система электроники и обработки 106 может содержать регулятор с интерфейсом, выполненным с возможностью приема команд от оператора с поверхности. В некоторых случаях система электроники и обработки 106 может дополнительно содержать процессор, выполненный с возможностью выполнения одного или более аспектов способов, описанных в данном документе.

[0012] Тросовый инструмент 100 может содержать модуль телеметрии 110, модуль испытания пласта 114 и модуль носителя пробы 126. Несмотря на то, что модуль телеметрии 110 проиллюстрирован так, будто используется отдельно от модуля испытания пласта 114, модуль телеметрии 110 может быть внедрен в модуль испытания пласта 114. Тросовый инструмент 100 может также содержать дополнительные компоненты в различных местах, например модуль 108 над модулем телеметрии 110 и/или модуль 128 под модулем носителя пробы 126, которые могут иметь различную функциональность в пределах объема настоящего изобретения.

[0013] Модуль испытания пласта 114 может содержать селективно выдвижной зонд в сборе 116 и селективно выдвижной анкерный элемент 118, которые соответственно расположены на противоположных сторонах. Зонд в сборе 116 может быть выполнен с возможностью селективной герметизации или изоляции выбранных частей боковой стенки скважины 102. Например, зонд в сборе 116 может содержать уплотнительную подушку, которая может быть герметизирующим образом прижата к боковой стенке скважины 102, чтобы предотвратить любое движение флюида в пласт или из пласта 130 кроме движения через зонд в сборе 116. Таким образом, зонд в сборе 116 может быть выполнен с возможностью жидкостного соединения насоса 121 и/или других компонентов испытателя пласта 114 с соседним пластом 130. Соответственно испытатель пласта 114 может быть применен для получения проб флюида из пласта 130 путем извлечения флюида из пласта 130 с применением насоса 131. В дальнейшем проба флюида может быть извлечена через порт (не показан) в скважину 102 или проба может быть направлена в одну или более камер сбора флюида, расположенных в модуле носителя пробы 126. В свою очередь, камеры сбора флюида могут принимать и удерживать пластовый флюид для последующего испытания на поверхности или в испытательной установке.

[0014] Испытатель пласта 114 также может быть использован для введения флюида в пласт 130 путем, например, перекачки флюида из одной или более камер сбора флюида, расположенных в модуле носителя пробы 126, с применением насоса 121. Такой флюид может быть перемещен из одной или более камер сбора флюида с применением гидростатического давления из скважины 102 к скользящему поршню, расположенному в камере сбора, в дополнение к применению насоса 121 или вместо него. Несмотря на то, что тросовый инструмент 100 проиллюстрирован так, будто содержит только один насос 121, он может также содержать несколько насосов. Насос 121 и/или другие насосы тросового инструмента 100 могут также содержать насос с реверсивным потоком, выполненным с возможностью перекачки в двух направлениях (например, в пласт и из пласта 130, в сборную камеру(камеры) модуля носителя пробы 126 и из нее, и т.д.).

[0015] Зонд в сборе 116 может содержать один или более датчиков 122, прилегающих к порту зонда в сборе 116, в ряде мест. Датчики 122 могут быть выполнены с возможностью определения петрофизических параметров в части пласта 130 поблизости к зонду в сборе 116. Например, датчики 122 могут быть выполнены с возможностью определения или измерения одного или более из удельного электрического сопротивления, диэлектрической постоянной, времени релаксации магнитного резонанса, ядерного излучения и/или их комбинаций, несмотря на то, что другие типы датчиков также входят в объем настоящего изобретения.

[0016] Испытатель пласта 114 может также содержать флюидный сенсорный блок 120, через который полученные пробы флюида могут протекать для измерения свойств и/или композиционных данных в отобранных флюидах. Например, флюидный сенсорный блок 120 может содержать один или более флуоресцентных датчиков, оптических анализаторов флюидов, датчиков плотности и/или вязкости, и/или датчиков давления, и/или датчиков температуры, наряду с некоторыми другими. Флюидный сенсорный блок 120 и/или его компоненты могут быть по сути подобными или идентичными блоку датчиков 400, проиллюстрированному на Фиг. 4 и описанному ниже.

[0017] Модуль телеметрии 110 может содержать скважинную систему управления 112, коммуникативно соединенную с системой электроники и обработки 106. Система электроники и обработки 106 и/или скважинная система управления 112 может быть выполнена с возможностью управления зондом в сборе 116 и/или извлечения проб флюида из пласта 130, например, благодаря скорости откачки насоса 221. Система электроники и обработки 106 и/или скважинная система управления 112 может быть дополнительно выполнена с возможностью анализа и/или обработки данных, полученных от датчиков, расположенных во флюидном сенсорном блоке 120, и/или датчиков 122 хранения измерений или обработанных данных и/или передачи измерений или обработанных данных на поверхность или другие компоненты для последующего анализа.

[0018] Фиг. 2 и 3 представляют собой схематические изображения другой типовой системы буровой площадки в соответствии с одним или более аспектами настоящего изобретения. Буровая площадка может быть расположена в береговой зоне (как показано) или в море. Система может содержать одно или более устройств для отбора проб при бурении 220, 220A, которые могут быть выполнены с возможностью герметизации части боковой стенки скважины 211 при прохождении через подземный пласт 202. Скважина 211 может быть пробурена через подземные пласты с применением вращательного бурения таким образом, который хорошо известен в данной области техники. Тем не менее, настоящее изобретение также предусматривает другие примеры, используемые в связи с устройством и способами наклонно-направленного бурения.

[0019] Бурильная колонна 212, подвешенная внутри ствола скважины 211, может содержать забойную компоновку бурильной колонны (ВНА) 200 вблизи своего нижнего конца. BHA 200 может содержать буровое долото 205 на своем нижнем конце. Тем не менее, буровое долото 205 может быть опущено в некоторых операциях таким образом, чтобы забойная компоновка бурильной колонны 200 могла бы перемещаться через систему трубопроводов или трубу. Поверхностная часть системы буровой площадки может содержать платформу и компоновку вышки 210, расположенные над буровой скважиной 211, компоновку 210, которая содержит ротор буровой установки 216, ведущую буровую штангу 217, крюк 218 и вертлюг для обсадной колонны 219. Бурильная колонна 212 может вращаться с помощью ротора буровой установки 216, который, в свою очередь, управляется с помощью хорошо известных средств, которые не проиллюстрированы на чертеже. Ротор буровой установки 216 может задействовать ведущую буровую штангу 217 на верхнем конце бурильной колонны 212. Как известно, в альтернативном варианте бурильная система верхнего привода (не показана) может быть применена вместо ведущей буровой штанги 217 и ротора буровой установки 216 для вращения буровой колонны 212 от поверхности. Бурильная колонна 212 может быть подвешена на крюк 218. Крюк 218 может быть прикреплен к талевому блоку (не показан) с помощью ведущей буровой штанги 217 и вертлюга для обсадной колонны 219, которые могут позволить вращение бурильной колонны 212 по отношению к крюку 218.

[0020] Поверхностная система может содержать буровой раствор (или промывочную жидкость) 226, который хранится в резервуаре или баке для бурового раствора 227, организованном на буровой площадке. Насос 229 может подавать буровой раствор 226 к внутренней части бурильной колонны 212 через порт в вертлюге 219 через одну или более обсадных труб 220, в результате чего буровой раствор 226 течет вниз через бурильную колонну 212, как указано стрелкой направления 208. Буровой раствор 226 может выходить из бурильной колонны 212 через промывочные каналы, сопла или гидромониторные насадки в буровом долоте 205, а затем может циркулировать вверх через кольцевое пространство между внешней поверхностью бурильной колонны и боковой стенкой ствола скважины, как указано стрелками направления 209. Буровой раствор 226 может смазывать буровое долото 205 и может выносить обломки выбуренной горной породы на поверхность, после чего буровой раствор 226 может быть очищен и возвращен в бак для бурового раствора 227 для рециркуляции.

[0021] Забойная компоновка бурильной колонны (ВНА) 200 может содержать модуль проведения каротажа в процессе бурения (LWD) 220, выполненный с возможностью выполнения операций отбора проб в процессе бурения, а также модуль для скважинных измерений в процессе бурения (MWD) 230 и роторно-управляемую систему для наклонно-направленного бурения, и двигатель с гидравлическим управлением, вместе обозначенные на схеме позиционным обозначением 250. BHA 200 может также содержать буровое долото 205. Модуль LWD 220 может быть размещен в специальном типе утяжеленной бурильной трубы, которая известна в данной области техники, и может содержать множество известных и/или освоенных в будущем видов каротажных приборов и/или приборов для отбора проб. Кроме того, следует понимать, что может быть применено более одного модуля LWD, например, как представлено на 220А (везде обозначает, что модуль в положении модуля LWD 220 может также в альтернативном варианте означать модуль в положении модуля LWD 220A). Модуль LWD 220 может содержать средства для измерения, обработки и хранения информации, а также для сообщения с модулем MWD 230. Например, модуль LWD 220 может содержать один или более процессоров и/или других регуляторов, выполненных с возможностью реализации одного или более аспектов способов, описанных в данном документе. Модуль LWD 220 может также содержать одно или более устройств для испытания в процессе бурения, такие как или аналогичные блоку датчиков 400, который проиллюстрирован на Фиг. 4 и описан ниже.

[0022] Модуль MWD 230 также может быть размещен в специальном типе утяжеленной бурильной трубы, которая известна в данной области техники, и может содержать одно или более устройств для измерения характеристик бурильной колонны 212 и/или бурового долота 205. Модуль MWD 230 может дополнительно содержать устройство (не показано) выработки электрической энергии для скважинного участка системы буровой площадки. Такое устройство может содержать турбогенератор, питаемый потоком бурового раствора 226, хотя также или в качестве альтернативного варианта могут применяться другие системы электрического и/или батарейного питания. Модуль MWD 230 может содержать один или более из следующих типов измерительных устройств: устройство измерения осевой нагрузки на долото, устройство измерения крутящего момента, виброметр, устройство для измерения удара, устройство измерения неравномерного вращения, устройство определения направления и устройство определения угла наклона. Модуль MWD 230 может дополнительно содержать датчик давления в кольцевом пространстве и/или датчик естественного гамма-излучения. Модуль MWD 230 может содержать средства для измерения, обработки и хранения информации, а также для сообщения с блоком каротажа и управления 260, функциональные возможности которого могут быть схожими с функциональными возможностями системы электроники и обработки 106, проиллюстрированной на Фиг. 1. Например, модуль 230 MWD и блок каротажа и управления 260 могут передавать информацию (на борт и/или с борта) с помощью телеметрии по гидроимпульсному каналу связи (MPT) и/или телеметрии сигналопроводящих бурильных труб (WDP). Блок каротажа и управления 260 может содержать регулятор с интерфейсом, который выполнен с возможностью приема команд от оператора поверхности. Таким образом, команды могут быть отправлены на один или более компонентов BHA 200, например, на модуль LWD 220, наряду с некоторыми другими.

[0023] Как показано в упрощенном примере, проиллюстрированном на Фиг. 3, модуль LWD 220 может содержать стабилизатор с одной или более лопастями 323, которые выполнены с возможностью захвата боковой стенки ствола скважины 211. Модуль LWD 220 может также содержать один или несколько запасных поршней 381, которые выполнены с возможностью содействия для приложения усилия, чтобы подтолкнуть и/или переместить модуль LWD 220 напротив боковой стенки. Зонд в сборе 306 может выступать или возможно выдвигаться (например, механически и/или гидравлически) из лопасти стабилизатора 323 модуля LWD 220. Зонд в сборе 306 может быть выполнен с возможностью селективной герметизации или изоляции части боковой стенки ствола скважины 211, например, с возможностью жидкостного соединения с соседней частью пласта 202. Уплотнительная подушка зонда в сборе 306, по сути, может быть выполнена с возможностью предотвращения любого движения флюида 321 из пласта 202, кроме движения через зонд в сборе 306, например, для жидкостного соединения насоса 375 и/или других компонентов модуля LWD 220 с соседним пластом 202. После жидкостного соединения зонда в сборе 306 с соседним пластом 202 могут быть выполнены различные измерения в соседней части пласта 202 и/или измерения флюида в нем.

[0024] Насос 375 может быть выполнен с возможностью извлечения пластового флюида 321 из пласта 202 в модуль LWD 220 через зонд в сборе 306. После этого флюид может быть вытеснен через порт в ствол скважины 211 или он может быть направлен в одну или более камер сбора флюида, расположенных в модуле носителя пробы 392, который может принимать и удерживать пластовый флюид для последующего испытания на другом компоненте, поверхности или испытательной установке. Модуль носителя пробы 392 может быть расположен под (как проиллюстрировано на Фиг. 3) или над той частью модуля LWD 220, которая содержит насос 375. В то время как модуль LWD 220 изображен так, будто содержит только один насос 375, он может также содержать несколько насосов. Насос 375 и/или другие насосы модуля LWD 220 также содержат насос с реверсивным потоком, выполненный с возможностью перекачки в двух направлениях (например, в пласт и из пласта 202, в сборную камеру(камеры) модуля носителя пробы 392 и из нее, и т.д.).

[0025] Модуль LWD 220 может также содержать один или более датчиков 330, расположенных в лопасти стабилизатора 323, прилегающей к порту зонда в сборе 306. Датчики 330 могут быть применены для определения одного или более петрофизических параметров соседней части пласта 202. Например, датчики 330 могут быть выполнены с возможностью измерения удельного электрического сопротивления, диэлектрической постоянной, времени релаксации магнитного резонанса, ядерного излучения и/или их комбинаций, наряду с некоторыми другими.

[0026] Модуль LWD 220 может также содержать флюидный сенсорный блок 370, через который полученный пластовый флюид может протекать для измерения свойств и/или композиционных данных в извлеченном флюиде. Например, флюидный сенсорный блок 370 может содержать один или более флуоресцентных датчиков, оптических анализаторов флюидов, датчиков плотности и/или вязкости, и/или датчиков давления, и/или датчиков температуры, наряду с некоторыми другими. Флюидный сенсорный блок 370 и/или его компоненты могут быть, по сути, подобными или идентичными блоку датчиков 400, проиллюстрированному на Фиг. 4 и описанному ниже.

[0027] Модуль LWD 220 может по меньшей мере частично контролироваться его системой управления 380. Например, система управления 380 может быть выполнена с возможностью управления извлечения проб флюида из пласта 202 за счет контроля скорости откачки насоса 375, наряду с некоторыми другими параметрами. Система управления 380 может быть дополнительно выполнена с возможностью анализа и/или обработки данных, полученных от датчиков, расположенных во флюидном сенсорном блоке 370, и/или датчиков 330, хранения измерений или обработанных данных и/или передачи измерений или обработанных данных на другие компоненты или поверхность (например, на блок каротажа и управления 260 на Фиг. 2) для последующего анализа.

[0028] Несмотря на то, что испытатель пласта 114 на Фиг. 1 и модуль LWD 220 на Фиг. 2 и 3 изображены так, будто содержат только один зонд в сборе, в альтернативном варианте они могут содержать несколько зондов в пределах объема настоящего изобретения. Например, могут быть предусмотрены датчики различных входных размеров, форм (например, вытянутый вход) и/или уплотнительные подушки.

[0029] Фиг. 4 представляет собой схематическое изображение блока датчиков 400, который может по меньшей мере частично образовывать или содержать флюидный сенсорный блок 120, проиллюстрированный на Фиг. 1, и/или флюидный сенсорный блок 370, проиллюстрированный на Фиг. 3, в соответствии с одним или более аспектами настоящего изобретения. Сенсорный блок 400 может содержать селективно действующие клапаны 452 и 454, которые функционально связаны с выкидными линиями испытателя пласта 114, проиллюстрированного на Фиг. 1, и/или модулем 220 LWD, проиллюстрированным на Фиг. 2 и 3, чтобы контролировать поток пластового флюида в сенсорный блок 400 и из него через выкидную линию 410. Клапаны 452 и 454 также могут быть выполнены с возможностью изоляции пластовых флюидов в выкидной линии 410 между двумя клапанами. Следующее обсуждение относится к размещению различных датчиков и другого оборудования на выкидной линии 410 между клапанами 452 и 454.

[0030] Например, сенсорный блок 400 содержит оптический спектрометр 456 и рефрактометр, и/или другую оптическую кювету (в дальнейшем именуемую просто «рефрактометр») 460. Один или более волоконно-оптических жгутов 457 и/или других средств связи могут соединять спектрометр 456 с рефрактометром 460. Сенсорный блок 400 также содержит флуоресцентный детектор 458. Спектрометр 456, рефрактометр 460 и флуоресцентный детектор 457 можно индивидуально и/или совместно применять для определения характеристик флюидов, протекающих через выкидную линию 410 или оставшихся в ней, например, с применением способа, описанного в патенте США № 5,331,156, патенте США № 6,476,384 и/или патенте США № 7,002,142, каждый из которых в полном объеме включен в данный документ в виде ссылки.

[0031] Сенсорный блок 400 также может содержать плотномер 462, один или более датчиков давления и/или температуры 464, и/или другие датчики, которые могут применяться для получения измерений плотности, давления и/или температуры в отношении к флюидам в выкидной линии 410. Эти и/или другие датчики плотности и/или вязкости, такие как датчики рентгеновского излучения, датчики гамма-излучения, а также штыревые и/или проволочные вибродатчики, наряду с некоторыми другими, можно также применять для определения характеристик флюида в пределах объема настоящего изобретения.

[0032] Сенсорный блок 400 может также содержать датчик удельного электрического сопротивления 474, химический датчик 469 и/или другие датчики, которые могут быть применены для получения измерений электрического сопротивления флюида и/или для обнаружения CO₂, H₂S и/или рН, наряду с другими химическими свойствами. Такие датчики и/или их применение могут быть аналогичны тем, которые описаны в патенте США № 4,860,581, полный объем которого включен в данный документ в виде ссылки.

[0033] Сенсорный блок 400 может также содержать датчик ультразвуковых колебаний 466 и/или микроэлектромеханический (MEMS) датчик плотности и вязкости 468, которые также можно индивидуально и/или совместно применять для определения характеристик пластовых флюидов в выкидной линии 410. Такие датчики и/или их применение могут быть аналогичны тем, которые описаны в патентах США № 6,758,090 и № 7,434,457, полный объем которых включен в данный документ в виде ссылки. Например, эти датчики 466 и/или 468 могут быть применены для определения давления насыщения пластового флюида, например, которое может быть измерено с помощью расхождения сигнала или обнаружено из расхождения сигнала, измеренного с применением датчика ультразвуковых колебаний 466.

[0034] Сенсорный блок 400 также может содержать датчик рассеяния 476. Датчик рассеяния 476 может быть применен для мониторинга фазового разделения во флюиде в выкидной линии 410, например, путем обнаружения асфальтенов, пузырьков, масляного тумана в газовом конденсате и/или других частиц. Дополнительно или в качестве альтернативного варианта сенсорный блок 400 может содержать систему формирования изображений 472, которая может содержать прибор с зарядовой связью (CCD) и/или другой тип камеры. Система формирования изображений 472 может быть применена для формирования спектральных изображений с целью выполнения характеристики фазового поведения флюидов в выкидной линии 410, например, как описано в патенте США № 7,933,018, полный объем которого включен в данный документ в виде ссылки. Например, система формирования изображений 472 может быть применена для мониторинга образования асфальто-смолистых отложений, прорыва пузырьков и/или отделения жидкости из газового конденсата, наряду с другими функциями. Система формирования изображения 472 также может быть применена для измерения изменения размера осажденных асфальтенов, когда давление флюида в выкидной линии 410 падает.

[0035] Настоящее изобретение представляет инверсные скважинные измерения интенсивности флуоресценции для оценки содержания асфальтенов. Эта концепция основана на зависимости между интенсивностью флуоресценции и содержанием асфальтенов, которая может быть применена для демонстрации значительного влияния вязкости нефти на интенсивность флуоресценции.

[0036] Устройства в рамках настоящего изобретения, в том числе те, которые явным образом описаны выше и проиллюстрированы на Фиг. 1-4, могут быть выполнены с возможностью сбора проб пластового флюида и измерения интенсивности флуоресценции в стволе скважины. Измерения интенсивности флуоресценции включают взаимодействие молекулы с падающим фотоном, который поглощается молекулой, называемой флуорофором. Энергия фотона, в свою очередь, переносится на флуорофор, который переходит в возбужденное состояние. Эта энергия может рассеиваться путем выделения фотона («флуоресценция») или в результате химических реакций («реакция гашения»), которые передают энергию другим молекулам («гасителям») и в конечном итоге образуют тепло. Время жизни флуоресценции представляет собой количество времени, в течение которого возбужденный флуорофор будет флуоресцировать, прежде чем он вернется в свое основное состояние.

[0037] Интенсивность флуоресценции можно описать с применением отношения, приведенного ниже в Уравнении (1):

где представляет собой интенсивность флуоресценции в пределе, в котором концентрация гасителя = 0;

представляет собой измеренную интенсивность флуоресценции;

представляет собой коэффициент скорости гашения;

представляет собой собственное время жизни флуоресценции флуорофора (концентрация гасителя = 0); и

[Q] представляет собой концентрацию гасителя.

[0038] Сырая нефть может быть разделена на четыре класса: насыщенные углеводороды, ароматические углеводороды, смолы и асфальтены. Насыщенные углеводороды, как правило, не участвуют во флуоресценции. Ароматические углеводороды и смолы представляют собой флуорофоры, но не гасители по той причине, что они поглощают падающие фотоны и излучают флуоресцентные фотоны, но они не вступают в реакцию друг с другом для гашения. Асфальтены представляют собой гасители, но не флуорофоры по той причине, что они не флуоресцируют при концентрациях, характерных для большинства видов сырой нефти, но они гасят флуоресценцию смол и ароматических углеводородов. Соответственно Уравнение (1) может быть переписано так, как приведено ниже в Уравнении (2):

где [A] представляет собой концентрацию асфальтенов.

[0039] Таким образом, интенсивность флуоресценции, измеренная в стволе скважине на нескольких глубинах, может быть связана с содержанием асфальтенов на этих глубинах, как приведено ниже в Уравнении (3):

где α представляет собой параметр подгонки;

β[A] представляет собой относительное содержание асфальтенов.

[0040] Таким образом, относительное содержание асфальтенов можно определить из флуоресцентных измерений, предполагая, что и α, и β являются постоянными в стволе скважины. Тем не менее, как описано выше, содержание асфальтенов [A] не является постоянным в пластах тяжелой нефти.

[0041] В Уравнении (3) параметр подгонки α может быть определен как , которое представляет собой неотъемлемое свойство мальтеновой фракции сырой нефти. Мальтен представляет собой смолистый компонент, который остается после удаления асфальтенов. Состав мальтеновой фракции сырой нефти обычно не изменяется в связанных пластах, вследствие чего предположение о постоянности параметра подгонки α является верным.

[0042] Параметр β можно определить, как . Собственное время жизни флуоресценции флуорофора также представляет собой неотъемлемое свойство мальтенов и, следовательно, может рассматриваться как постоянное в стволе скважины. Тем не менее, скорость с которой возбужденные молекулы гасятся , не является постоянной для всего пласта. Вместо этого, скорость гашения зависит от скорости диффузии сырой нефти. Скорости гашения зачастую являются диффузионно-ограниченными, если концентрация гасителя высока, и виды тяжелой нефти представляют собой концентрированные гасители. Таким образом, гашение в видах тяжелой нефти также является диффузионно-ограниченным. Скорость гашения для диффузионно-ограниченного гашения можно выразить, как приведено ниже в Уравнении (4):

где R представляет собой универсальную газовую постоянную;

T представляет собой температуру; и

η представляет собой вязкость.

[0043] Соответственно Уравнение (3) можно переписать в виде того, которое приведено ниже в Уравнении (5):

где βʹ ≡ и α ≡ .

[0044] В отличие от Уравнения (3), Уравнение (5) можно применять там, где есть градиенты вязкости, так как вязкость учитывается непосредственно. Тем не менее, использование Уравнения (5) для определения относительного содержания асфальтенов основано на предположении, что существует оценка вязкости флюида или по меньшей мере оценка различий в относительной вязкости двух флюидов.

[0045] Существует несколько способов определения этой дополнительной информации о вязкости. Например, вязкость можно измерить непосредственно в стволе скважины, например, с применением одного или более датчиков, описанных выше, в том числе датчиков вязкости, таких как штыревой и/или проволочный вибродатчик. В качестве альтернативного варианта или дополнительно вязкость можно оценить, исходя из соответствующего промыслового геофизического исследования, такого как соответствующий метод ядерно-магнитного каротажа (ЯМК).

[0046] Тем не менее, там, где недоступны измерение вязкости или оценка каротажа, вязкость можно оценить, исходя из состава флюида. Например, вязкость сырой нефти связана с содержанием в ней асфальтенов, как приведено ниже в Уравнении (6):

где η представляет собой вязкость нефти;

представляет собой вязкость свободного мальтена, которую можно считать постоянной; и

Kʹ и υ являются постоянными.

[0047] Значения около Kʹ=1,88 и υ=6,9 были экспериментально показаны, как свойственные для темных нефтепродуктов и тяжелых видов нефти, вязкости которых находятся в диапазоне между 10-10⁸ сП, тем не менее, другие значения также могут входить в пределы объема настоящего изобретения. Соответственно Уравнение (6) можно подставить в Уравнение (5) для определения зависимости между измеренной интенсивностью флуоресценции и концентрацией асфальтенов, как приведено ниже в Уравнении (7):

[0048] Так как Kʹ и υ известны, Уравнение (7) может быть переписано, как приведено ниже в Уравнении (8):

где измеренная интенсивность флуоресценции связана с содержанием асфальтенов [A] известными параметрами Kʹ и υ, одной постоянной, которая сокращается в отношении интенсивностей флуоресценции в двух различных позициях α, и одной постоянной подгонки, полагаемой равной .

[0049] Исходя из вышеизложенного, есть два уравнения, которые учитывают изменения в вязкости и могут быть использованы для интерпретации скважинных измерений флуоресценции, чтобы оценить относительное окружение асфальтенов в пластах тяжелой нефти. То есть Уравнение (5) может быть применено там, где вязкость известна независимо от штыревого вибродатчика или проволочного вибродатчика, или метода ЯМК, а Уравнение (8) может быть применено там, где недоступно независимое измерение вязкости, основанное на предположении, что вязкость можно описать уравнением, связывающим его с содержанием асфальтенов. В каждом случае содержание асфальтенов в одной из проб известно или предполагается, а затем это уравнение можно применить для оценки содержания асфальтенов в других пробах из данных интенсивности флуоресценции. Таким образом, когда доступно измерение вязкости из параметров внешней среды, интенсивность флуоресценции может быть связана с содержанием асфальтенов Уравнением (5). На практике постоянную подгонки α можно умножить на геометрический фактор, отображающий часть флуоресцентных фотонов, которую можно обнаружить с учетом геометрии, коэффициента полезного действия детектора и/или других аспектов скважинного инструмента и/или датчиков. Тем не менее, значение α может быть несущественным, так как этот параметр сокращается при обнаружении зависимости двух сигналов флуоресценции. Когда измерение вязкости из параметров внешней среды не доступно, интенсивность флуоресценции может быть связана с содержанием асфальтенов Уравнением (8). Практический пример Уравнения (8) приведен ниже в виде Уравнения (9):

где .

[0050] Фиг. 5 представляет собой блок-схему способа 500 в соответствии с одним или более аспектами настоящего изобретения. Способ 500 является одним из примеров реализации концепций, описанных выше, несмотря на то, что другие примеры также находятся в пределах объема настоящего изобретения. Способ 500 может быть выполнен с применением устройств, которые описаны выше и проиллюстрированы на Фиг. 1-4, и других устройств в пределах объема настоящего изобретения.

[0051] Способ 500 может включать перемещение 505 скважинного прибора для отбора проб внутри ствола скважины, проходящей в подземном пласте, представляющем интерес. Прибор для отбора проб может представлять собой или содержать по меньшей мере часть тросового инструмента 100, проиллюстрированного на Фиг. 1, и/или модуль LWD 220, проиллюстрированный на Фиг. 2 и 3, а перемещение может быть осуществлено с применением талевого каната и/или бурильной колонны. Тем не менее, скважинный прибор для отбора проб, отличный от тех, которые проиллюстрированы на Фиг. 1-3, также может входить в пределы объема настоящего изобретения, также как и средства перемещения, отличные от талевого каната и бурильной колонны. Подземный пласт может содержать тяжелую нефть(нефти), несмотря на то, что один или более аспектов настоящего изобретения также могут быть применены или могут быть легко приспособлены для применения в пластах, содержащих другие виды сырой нефти.

[0052] Способ 500 также включает получение 510 флюида из подземного пласта. Например, зонд в сборе 116, проиллюстрированный на Фиг. 1, может находиться в плотном контакте с боковой стенкой ствола скважины, благодаря чему последующее действие насоса 121 может выводить флюид из пласта в инструмент 100. Ан