Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ КОРРЕКЦИИ ИЗМЕРЕННЫХ КОНЦЕНТРАЦИЙ КОМПОНЕНТОВ ГАЗА В БУРОВОМ РАСТВОРЕ

Область техники, к которой относится изобретение

В общем, настоящее изобретение относится к получению характеристик пластового флюида, имеющегося в подземном пласте, во время бурения и более конкретно к способам коррекции измеренных концентраций компонентов газа в буровом растворе.

Уровень техники изобретения

При бурении нефтяной или газовой скважины промывочная жидкость (или буровой раствор) непрерывно прокачивается по внутренней стороне бурильной трубы и затем выводится из бурового долота обратно на поверхность. Буровой раствор обычно составляют из глин, химических добавок и нефтяной или водной основы. На этот раствор возлагают несколько задач: 1) регулирование пластового давления; 2) очистку ствола скважины от обломков пластовой породы; 3) смазку, охлаждение и очистку бурового долота и бурильной колонны; 4) стабилизацию ствола скважины; и 5) ограничение утечки бурового раствора в подземный пласт.

При очистке ствола скважины циркулирующий буровой раствор удаляет буровой шлам, а также пластовый флюид, захваченный в поровом пространстве или трещинах породы. Во время операции бурения мониторинг захваченных в буровом растворе пластового флюида и газов осуществляют в реальном времени на поверхности. Регистрацию результатов измерений называют регистрацией свойств бурового раствора. Результаты измерений свойств бурового раствора могут включать в себя температуру, рН, скорость бурения, содержание хлоридов, суммарное содержание углеводородов и концентрацию конкретных компонентов пластового газа. Эти результаты измерений являются важными, поскольку они позволяют оператору буровой установки устанавливать наличие нефти или газа в пробуриваемом пласте. Значительные повышения объема измеряемого газа в буровом растворе во время бурения указывают на нефтесодержащие или газосодержащие зоны в пласте и известные как «выходы».

Для измерения количества пластового газа, захваченного в буровом растворе, и определения его концентрации в пластовом флюиде используют несколько способов. Небольшое количество бурового раствора можно прокачивать через устройство механического перемешивания, известное как газоуловитель, который располагают на поверхности. Назначение газоуловителя заключается в извлечении газов из бурового раствора для измерения и анализа. Разделение и количественную оценку компонентов газа, легких углеводородных газов, обычно осуществляют с помощью выполняемого в реальном времени газохроматографического или газохроматографического, масс-спектрометрического анализа. Отбор газоуловителем и анализ можно непрерывно контролировать в реальном времени как часть обычной работы по исследованию свойств бурового раствора, обеспечивая в реальном времени оператора буровой установки концентрациями компонентов газа через каждый пробуренный фут на всем протяжении глубины скважины. Возможность проведения различия между видами пластового флюида, особенно получения газовых факторов (ГФ), на основании анализа легких газов является очень желательной целью, поскольку можно минимизировать затраты времени и ресурсов на испытание пласта. Эти данные являются необходимыми для экономики и пригодности к эксплуатации любого коллектора углеводородов.

К сожалению, имеются многочисленные проблемы, связанные с измерениями уловленного газа на поверхности. Относительные концентрации различных компонентов газа, извлекаемых из бурового раствора и собираемых в свободном пространстве газоуловителя, не представляют фактических концентраций компонентов газа, выделяемых из бурового раствора. В результате измеряемые показатели улавливания газа не представляют состав газа из промывочной жидкости или пластового флюида на глубине. Кроме того, нескорректированные показатели улавливания газа могут приводить к существенно расходящимся прогнозам суммарных свойств флюида, в том числе определенностей газовых факторов.

Сущность изобретения

Согласно аспектам осуществлений настоящего изобретения предложен способ получения характеристик пластового флюида, имеющегося в подземном пласте, включающий извлечение множества компонентов газа из объема бурового раствора, содержащего пластовые флюид и газы, во время бурения, измерение показателя улавливания газа для каждого представляющего интерес компонента газа, определение фактора отклика при улавливании газа для каждого представляющего интерес компонента газа выполнением деления показателя улавливания газа на показатель из лабораторного анализа флюида для каждого представляющего интерес компонента газа, определение относительного фактора отклика для каждого представляющего интерес компонента газа выполнением деления фактора отклика при улавливании газа для каждого представляющего интерес компонента газа на фактор отклика при улавливании газа для представляющего интерес компонента газа с наименьшей молекулярной массой, и вычисление скорректированного показателя улавливания газа для каждого представляющего интерес компонента газа выполнением деления показателя улавливания газа на относительный фактор отклика для каждого представляющего интерес компонента газа, для получения характеристик пластового флюида на основании объема бурового раствора.

Кроме того, согласно осуществлению способ охватывает способ использования ранее найденных относительных факторов отклика для коррекции показателей улавливания газа применительно к компонентам газа в буровом растворе, включающий коррекцию показателей улавливания газа для каждого из представляющих интерес компонентов газа, измеренных в окружающих скважинах с использованием аналогичной промывочной жидкости.

Согласно аспектам осуществлений изобретения предложена система для выполнения изложенного выше способа. Аспекты осуществлений изобретения могут включать в себя считываемый компьютером носитель, кодированный выполняемыми компьютером командами, предназначенными для выполнения изложенного выше способа или для управления упомянутой выше системой. Аспекты осуществлений изобретения могут включать в себя систему, охватывающую упомянутую выше систему и выполненную и приспособленную для обеспечения управления системой в соответствии с изложенным выше способом. Такая система может включать в себя, например, компьютер, запрограммированный на предоставление пользователю возможности управления устройством в соответствии со способом или в соответствии с другими способами.

Эти и другие объекты, признаки и характеристики настоящего изобретения, а также принципы работы и функции соответствующих элементов структуры и сочетания частей и экономика изготовления станут более понятными при рассмотрении нижеследующего описания и прилагаемой формулы изобретения с обращением к сопровождающим чертежам, которые все образуют часть этого описания, на которых одинаковыми позициями обозначены соответствующие части на различных фигурах. Однако безусловно должно быть понятно, что чертежи представлены только для иллюстрации и описания и не предполагаются задающими пределы изобретения. Используемая в описании и формуле изобретения форма единственного числа охватывает множественные объекты, если из контекста ясно не следует иное.

Краткое описание чертежей

На чертежах:

фигура 1 - блок-схема последовательности действий, иллюстрирующая способ в соответствии с одним или несколькими осуществлениями изобретения;

фигура 2 - пример диаграммы исследования свойств бурового раствора, показывающей показатели улавливания газа применительно к компонентам пластового газа, измеряемым во время бурения, в соответствии с одним или несколькими осуществлениями изобретения;

фигура 3 - блок-схема последовательности действий, иллюстрирующая способ в соответствии с одним или несколькими осуществлениями изобретения;

фигура 4 - пример диаграммы исследования свойств бурового раствора, показывающей показатели улавливания газа применительно к компонентам пластового газа и вычисленные значения газовых факторов, в соответствии с одним или несколькими осуществлениями изобретения; и

фигура 5 - схематическая иллюстрация осуществления системы, предназначенной для выполнения способов согласно одному или нескольким осуществлениям настоящего изобретения.

Подробное описание

Обратимся к фигуре 1, на которой показан способ 10 получения характеристик пластового флюида, имеющегося в подземном пласте. Во время буровых работ множество компонентов пластового газа извлекают 12 из объема циркулирующего бурового раствора, который содержит пластовые флюид и газы. В одном осуществлении компоненты пластового газа извлекают из бурового раствора при механическом перемешивании в газоуловителе, расположенном на поверхности. Измеряют 14 показатели улавливания газа для каждого представляющего интерес компонента газа. Разделение и определение количественных показателей различных представляющих интерес компонентов пластового газа, обычно любого из легких углеводородных газов (от метана до пентана), выполняют работающим в реальном времени газовым хроматографом, или масс-спектрометром в сочетании с газовым хроматографом, и/или анализатором суммарных углеводородов. Хотя предпочтительно, чтобы средством для такого анализа был газовый хроматограф, снабженный пламенно-ионизационным детектором углеводородных газов, должно быть понятно, что для анализа состава газовой смеси можно использовать любое средство.

В таблице 1 показаны точные показатели улавливания газа согласно осуществлению настоящего изобретения. Как показано в строках 1 и 2 таблицы 1, концентрацию каждого компонента газа в буровом растворе можно определять в частях на миллион (млн^-1) и процентах общего объема пластовых газов. На фигуре 2 показан пример диаграммы 22 исследования свойств бурового раствора, включающей полученные в реальном времени непрерывные показатели 24 улавливания газа для компонентов пластового газа, измеренные во время бурения.

Периодические измерения при лабораторном анализе флюида, отбираемого непосредственно из пластового флюида, выполняют, чтобы определять характеристики пластового флюида. Затем эти данные используют для калибровки или коррекции показателей улавливания газа. В одном осуществлении коррекция может состоять из сбора известного объема бурового раствора в газоуловителе и затем очистки пробы в паровом или микроволновом дистилляторе. После этого измерения очищенного газа выполняют для каждого компонента газа. В другом осуществлении калибровка может состоять из сбора пробы пластового флюида из забоя скважины с использованием установки, аналогичной модульному динамическому испытателю пластов (MDT) или испытателю пластов многократного действия (RFT) от Schlumberger Limited. Затем может быть выполнен стандартный лабораторный анализ флюида с получением зависимости давление-объем-температура (PVT) относительно пластового флюида для определения концентрации каждого представляющего интерес компонента газа в пластовом флюиде. Хотя предпочтительно, чтобы средством для такого анализа был газовый хроматограф, снабженный пламенно-ионизационным детектором углеводородных газов, должно быть понятно, что для анализа состава газовой смеси можно использовать любое средство.

Как показано в строках 3 и 4 таблицы 1, показатели из лабораторного анализа флюида, показывающие концентрацию каждого компонента газа в пластовом флюиде, определены в мольных % и процентах общего объема пластовых газов. В осуществлении показатели из лабораторного анализа флюида в таблице 1 определяли, используя пробы пластового флюида, собираемые при спуске модульного динамического испытателя пластов в ту же самую скважину и приблизительно на ту же самую глубину, как при определении показателей улавливания газа. Снова обратимся к фигуре 1, где показатели из лабораторного анализа флюида используют для определения 16 фактора отклика при улавливании газа для каждого представляющего интерес компонента газа, показанного в строке 5 таблицы 1. Фактор отклика при улавливании газа можно определить делением показателя улавливания газа из строки 2 на показатель из лабораторного анализа флюида из строки 4 таблицы 1 для каждого представляющего интерес компонента газа.

Относительные концентрации различных компонентов газа, извлекаемых из промывочной жидкости и собираемых в свободном пространстве газоуловителя, не представляют фактических концентраций газов, выделяемых из промывочной жидкости. В значительной степени это обусловлено эффективностью извлечения различных компонентов газа. Извлечение легких углеводородов зависит от их углеродного числа (летучести и растворимости), то есть метан извлекается легче, чем этан, а этан извлекается легче, чем пропан. Чтобы точно определять концентрацию каждого компонента газа, эффективность извлечения относительно метана, или самого легкого измеряемого компонента газа, также является необходимой, чтобы корректировать измеряемый фактор отклика при улавливании газа для каждого компонента газа.

Относительный фактор отклика определяют 18 для каждого представляющего интерес компонента газа делением фактора отклика при улавливании газа для каждого представляющего интерес компонента газа на фактор отклика при улавливании газа для компонента газа с наименьшей молекулярной массой. В примере, приведенном в таблице 1, относительные факторы отклика в строке 6 вычисляли, используя фактор отклика при улавливании газа для метана, обычно являющегося компонентом газа с наименьшей молекулярной массой; однако должно быть понятно, что при отсутствии метана можно использовать этан, а при отсутствии метана и этана можно использовать пропан.

Скорректированный показатель улавливания газа для каждого представляющего интерес компонента газа определяют 20 делением показателя улавливания газа из строки 1 на относительный фактор отклика из строки 6 для каждого представляющего интерес компонента газа. Скорректированные показатели улавливания газа в строках 7 и 8 в большей степени представляют пластовый флюид, чем исходные показатели улавливания газа из строк 1 и 2, поскольку они согласованы с показателями из лабораторного анализа флюида в строке 4. Показатели улавливания газа, скорректированные только с учетом показателей из лабораторного анализа флюида без поправки на эффективность извлечения, не представляют состав газа в пласте.

В другом осуществлении найденные относительные факторы отклика, показанные в строке 6 таблицы 1, могут быть применены к данным об улавливании газа для остальной части скважины, чтобы скорректировать, как показано в таблице 2, все измеренные показатели улавливания газа для всех глубин.

Обратимся к фигуре 3, где показан способ 30 коррекции показателей улавливания газа для представляющих интерес компонентов газа в буровом растворе с использованием ранее найденных относительных факторов отклика. Как и в предшествующем примере, множество компонентов газа извлекают 32 из объема циркулирующего бурового раствора, который содержит пластовые флюид и газы. Показатели улавливания газа измеряют 34 для представляющих интерес компонентов газа. Скорректированный показатель улавливания газа для каждого из представляющих интерес компонентов газа вычисляют 36 делением каждого показателя улавливания газа на ранее найденный относительный фактор отклика для каждого компонента газа. Скорректированные показатели улавливания газа в строке 5 таблицы 2 в большей степени представляют показатели из лабораторного анализа флюида в строке 4 таблицы 1, чем измеренные, нескорректированные показатели улавливания газа в строках 1 и 2 таблицы 2.

Согласно осуществлению в способе используют имеющиеся показатели из лабораторного анализа флюида, чтобы определять относительные показатели отклика для коррекции показателей улавливания газа, собираемых во время бурения, чтобы лучше характеризовать пластовые флюиды в зонах или на глубинах, на которых лабораторный анализ флюида не может применяться. Должно быть понятно, что ранее найденные относительные факторы отклика также можно использовать, чтобы корректировать показатели улавливания газа, измеряемые в окружающих скважинах с использованием аналогичной промывочной жидкости. Газ извлекается из бурового раствора на водной основе легче, чем из бурового раствора на нефтяной основе, поэтому относительные факторы отклика компонентов газа из бурового раствора на водной основе являются значительно более высокими, чем из бурового раствора на нефтяной основе. Способ является полезным для оценивания относительной характеристики улавливания газа в более сложных системах циркуляции промывочной жидкости, таких как системы циркуляции бурового раствора на нефтяной основе.

Скорректированные показатели улавливания газа можно считать представляющими состав газа из пластового флюида и использовать для прогнозирования газового фактора (ГФ). Возможность различения видов пластовых флюидов, в частности определения их газового фактора, на основании анализа компонентов пластового газа является очень желательной целью, поскольку время и ресурсы, затрачиваемые на испытание пласта, можно минимизировать. Для примера газовый фактор можно вычислить так, как показано уравнением (1):

ГФ (в стандартных кубических футах газа на баррель нефти)=

=100000×[C1+C2+C3+C4]/(ОМН), (1)

где С1, С2, С3 обозначают метан, этан и пропан в молярной концентрации (% или частей на миллион к числу молей), а С4 и С5 обозначают бутан и пентан со всеми просуммированными изомерами в молярной концентрации (% или частей на миллион к числу молей).

Относительную массу нефти (ОМН) можно вычислить применительно к метану через пентан так, как показано уравнением (2):

ОМН=3070×(С3×С5²)/С4×квадратный корень из (С2×С4) (2)

или, если пентан не отслеживают, то так, как показано уравнением (3):

ОМН=1932×С4²/квадратный корень из (С2×С3). (3)

На фигуре 4 в соответствии с осуществлением изобретения в общих чертах показан способ прогнозирования газового фактора с использованием относительных факторов отклика из соседней скважины для коррекции показателей улавливания газа. Обе скважины имели систему циркуляции бурового раствора на нефтяной основе. Показаны данные 40 диаграммы исследования свойств бурового раствора, контролировавшаяся в реальном времени скорость бурения (механическая скорость проходки (МСП)), данные гамма-каротажа (по гамма-излучению природных радиоактивных материалов (ГИПРМ)), глубина, скорректированные показатели 42 улавливания газа от метана до пентана и вычисленный газовый фактор (ГФ). Вычисленные значения 44 газового фактора рассчитывали, используя ранее найденные относительные факторы отклика из соседних скважин, показанные в таблице 3.

При использовании измеренных нескорректированных показателей улавливания газа для каждой компоненты газа из строки 1 таблицы 3 вычисленные по уравнениям (1)-(3) значения газового фактора (ГФ) составляют:

ГФ для С1-С5 равен 269089 стандартным кубическим футам газа на баррель нефти (≈47087 м³ газа на 1 м³ нефти),

ГФ для С1-С4 равен 61160 стандартным кубическим футам газа на баррель нефти (≈10700 м³ газа на 1 м³ нефти).

При использовании скорректированных показателей улавливания газа для каждого компонента газа из строки 4 таблицы 3 вычисленные по уравнениям (1)-(3) значения газового фактора (ГФ) составляют:

ГФ для С1-С5 равен 1269 стандартным кубическим футам газа на баррель нефти (≈221 м³ газа на 1 м³ нефти),

ГФ для С1-С4 равен 1039 стандартным кубическим футам газа на баррель нефти (≈181 м³ газа на 1 м³ нефти).

Показанный на фигуре 4 на глубине 46 газовый фактор 44, вычисленный с использованием скорректированных показателей улавливания газа, хорошо согласуется с отчетным газовым фактором, составляющим 1136 стандартных кубических футов газа на баррель нефти (≈199 м³ газа на 1 м³ нефти), вычисленным непосредственно по показателям из лабораторного анализа флюида. Аналогичным образом показанный на глубине 48 газовый фактор, вычисленный с использованием скорректированных показателей улавливания газа, составляет 720 стандартных кубических футов газа на баррель нефти (≈126 м³ газа на 1 м³ нефти), и он хорошо согласуется с отчетным газовым фактором, составляющим 750 стандартных кубических футов газа на баррель нефти (≈131 м³ газа на 1 м³ нефти), вычисленным непосредственно по показателям из лабораторного анализа флюида. Как показано, нескорректированные показатели улавливания газа не представляют фактических концентраций газов, выделяемых из промывочной жидкости, и могут приводить к существенно отклоняющимся прогнозам свойств пластового флюида, в том числе определенностей газового фактора. Точные прогнозы свойств пластового флюида и определения газового фактора можно делать, используя относительные факторы отклика для коррекции показателей улавливания газа применительно к компонентам газа в буровом растворе.

Система для выполнения способа схематично показана на фигуре 5. Система 50 включает в себя устройство хранения данных или запоминающее устройство 52. Запомненные данные могут быть сделаны доступными для процессора 54, такого как программируемый компьютер общего назначения. Процессор 54 может включать в себя интерфейсные элементы, такие как дисплей 56 и графический пользовательский интерфейс 58. Графический пользовательский интерфейс (ГПИ) может использоваться для отображения данных и результатов обработки данных и для предоставления пользователю возможности выбора вариантов реализации аспектов способа. Данные могут передаваться в систему 50 по шине 60 или непосредственно из устройства регистрации данных, или из промежуточного запоминающего или обрабатывающего оборудования (непоказанного).

Хотя с целью иллюстрации изобретение было описано подробно на основании считающихся в настоящее время наиболее практичными и предпочтительными осуществлений, должно быть понятно, что такие подробности представлены только с этой целью и что изобретение не ограничено раскрытыми осуществлениями, а наоборот, предполагается охватывающим модификации и эквивалентные компоновки, которые находятся в рамках сущности и объема прилагаемой формулы изобретения. Например, хотя в этой заявке сделана ссылка на компьютер, он может включать в себя компьютер общего назначения, специализированный компьютер, специализированную интегральную схему (ASIC), программируемую для выполнения способов, компьютерную группу или сеть, или другое подходящее вычислительное устройство. Например, также должно быть понятно, что в настоящем изобретении предполагается, по мере возможности, объединение одного или нескольких признаков из любого осуществления с одним или несколькими признаками из любого другого осуществления.