Способ и устройство для анализа скважинных флюидов

1 Настоящее изобретение относится к области анализа скважинных флюидов, который может быть использован для осуществления оценки и контроля при разведке месторождения и при освоении продуктивных углеводородных скважин, таких как нефтяные или газовые скважины. В частности, изобретение относится к способам и устройствам, предназначенным для осуществления в стволе скважины анализов флюидов, добываемых из таких скважин, с использованием оптических методов. Для оценки характера подземных пластов,окружающих буровую скважину, часто желательно отбирать пробы пластовых флюидов из различных конкретных мест в буровой скважине. Разработаны каротажные устройства, которые обеспечивают возможность отбора нескольких проб из пласта в течение одной спускоподъемной операции. Примеры таких устройств можно найти в патенте США 3780575 и в патенте США 3859851. Скважинное устройство многократного использования для опробования пластов и скважинное модульное устройство для измерения динамики пластов фирмы Schlumberger представляют собой две конкретные версии пробоотборников. В частности, для обеспечения возможности анализа флюидов, отобранных устройством, скважинное модульное устройство для измерения динамики пластов содержит модуль анализа флюидов. На фиг. 1 схематично показано такое устройство, которое представляет собой скважинное устройство 10, предназначенное для контроля подземных пластов и анализа состава флюидов из пластов, также показанных на фиг. 1. Устройство 10 подвешено в стволе скважины 12 на нижнем конце каротажного кабеля 15, который обычным образом подключен к наземной системе 18, содержащей обрабатывающие устройства и соответствующие электронные блоки для управления прибором. Скважинное устройство 10 имеет удлиненный корпус 19, в котором размещена скважинная часть устройства 16 управления прибором. Корпус 19 также содержит избирательно выдвигаемый узел 20 для впуска флюида (как, например, показанный в патентах '575 и '851, указанных выше, и описанный в патенте США 4860581, включенных в настоящую заявку посредством ссылок) и избирательно выдвигаемый анкерный элемент 21, который размещен соответственно на противоположной стороне корпуса 19. Узел 20 для впуска флюида снабжен устройством для избирательного уплотнения,или изоляции, участков стенки ствола 12 скважины, вследствие чего устанавливается давление прилегающего подземного пласта или сообщение с ним по флюиду. Кроме того, внутри корпуса 19 устройства имеется модуль 25 анализа флюидов, через который протекает флюид. Далее флюид может удаляться через отверстие 2 может передаваться в одну или в несколько камер 22, 23 для проб с целью извлечения на поверхность. Управление узлом для впуска флюида, секцией анализа флюидов и маршрутом протекания флюида поддерживается электрическими устройствами 16, 18 управления. В оптическом анализаторе флюидов, который представляет собой модуль 25 анализа флюидов, имеющемся в модульном устройстве для измерения динамики пластов, который упомянут выше, определяются особенности флюидов в потоке, протекающем в модульном устройстве для измерения динамики пластов, и определяется содержание нефти и воды. В частности, в патенте США 4994671 (включенном в настоящую заявку посредством ссылки) описано скважинное устройство, которое содержит испытательную камеру, устройство для направления пробы флюида в камеру, источник света,для которого предпочтительно, чтобы он излучал в ближней инфракрасной области спектра и видимый свет, измеритель спектра, блок с базой данных и блок обработки. Флюиды, извлеченные из пласта в испытательную камеру, исследуются путем направления света на флюиды,измерения спектра прошедшего и/или рассеянного назад света и соответствующей обработки информации (предпочтительно на основе информации в базе данных, относящейся к различным спектрам) для оценки количества воды и нефти во флюиде. Следовательно, пластовая нефть может быть должным образом исследована и оценена количественно. В патенте США 5167149 и в патенте США 5201220 (оба включены в настоящую заявку посредством ссылок) описано устройство для оценки процентного содержания газа в потоке флюида. Призма прикреплена к окну, находящемуся в потоке флюида, свет направляется через призму к окну, и при этом свет, отраженный от границы раздела окна и потока под предварительно заданными углами, обнаруживается для выявления наличия газа в потоке. Как изложено в патенте США 5266800(включенном в настоящую заявку посредством ссылки), путем контроля спектра оптического поглощения проб флюида, отобранных на протяжении интервала времени, можно определить моменты, когда отбирается пластовая нефть, а когда, в противоположность ей, фильтрат бурового раствора. Кроме того, как изложено в патенте США 5331156 (Hines), путем осуществления измерений оптической плотности потока флюида, имеющего определенную энергию,можно численно оценить доли нефти и воды в двухфазном потоке флюида. Количественная оценка газа на месте описана в патенте США 5167149 и в патенте США 5201220 (оба включены в настоящую заявку посредством ссылок), где грубая оценка количества газа, находящегося в потоке флюида, может быть получена с помощью модуля 3 обнаружения газа, имеющего решетку датчиков,которые обнаруживают отраженные лучи света,имеющие определенные углы падения. Газовый фактор является важной характеристикой флюидов, извлекаемых из нефтегазовых скважин, который обычно измеряют только на поверхности. В патенте США 5939717(включенном в настоящую заявку посредством ссылки) описаны способы для определения газового фактора, которые включают использование модуля оптического анализа флюидов, посредством которого пластовые флюиды освещаются светом ближней инфракрасной области спектра, и обеспечивается измерение спектральных линий около 6000 см-1 и около 5800 см-1. Для определения газового фактора в способы включены вычисления отношения амплитуд спектральных линий поглощения. В качестве варианта, способы вычисления отношений включают обращение к базе данных спектров углеводородов, обнаруженных в пластовом флюиде, и корректировку амплитуд спектральных линий метана и нефти для учета влияния других углеводородов на спектр пластового флюида. Хотя измерение газового фактора само по себе является полезным, изменение газового фактора с течением времени, когда флюид протекает из пласта в напорную трубу в оптическом анализаторе флюида, можно использовать для определения степени загрязнения пластовых флюидов фильтратом бурового раствора на углеводородной основе. Примеры такого подхода обнаружены в патентной заявке США 09/255999 и в патентной заявке США 09/300190 (обе включены в настоящую заявку посредством ссылок). Настоящее изобретение направлено на обеспечение усовершенствованных способов для оценки газового фактора и связанных с ним измерений, способов для интерпретации таких измерений и устройств, предназначенных для осуществления таких измерений. Краткое описание изобретения Первым объектом настоящего изобретения является способ определения газового фактора,включающий проведение спектроскопического анализа флюида при первой длине волны, зависящей от газа, и при второй длине волны, зависящей от нефти, определение матрицы отклика для вклада газа при первой и второй длинах волн и вклада нефти при первой и второй длинах волн, определение сигнального вектораотклика при двух длинах волн, вычисление вектора массовой доли на основании матрицы отклика и сигнального вектора отклика и использование вектора массовой доли для определения газового фактора. Вторым объектом изобретения является устройство для определения газового фактора,которое содержит спектроскопический модуль,работающий при, по меньшей мере, первой 4 длине волны, зависящей от газа, и при второй длине волны, зависящей от нефти, при этом предусмотрено устройство для определения газового фактора из вектора массовой доли, полученного на основании матрицы отклика и сигнального вектора-отклика. Третьим объектом изобретения является способ компенсации температурных эффектов при спектроскопических измерениях на пластовых флюидах, включающий определение кривых температурной зависимости для данных,полученных с помощью источника, и данных измерений и анализ флюида на основе измеренной характеристики и кривых температурной зависимости. Четвертым объектом изобретения является способ для обнаружения газа в напорной трубе,включающий проведение спектроскопических измерений флюидов в напорной трубе при длине волны, зависящей от присутствия метана, и использование измеренной характеристики для указания на присутствие газа. Пятым объектом изобретения является способ обнаружения примесей во флюиде, находящемся в напорной трубе, включающий проведение спектроскопических измерений флюида в напорной трубе при, по меньшей мере,одной длине волны, зависящей от присутствия метана, и использование измеренной характеристики для указания на присутствие примесей. Шестым объектом изобретения является устройство для анализа скважинных флюидов,содержащее два модуля спектроскопического анализа, соединенных последовательно в напорной трубе, при этом корреляция выходных сигналов модулей используется для вычисления скорости потока флюида в напорной трубе. Краткое описание чертежей На чертежах на фиг. 1 представлен вид скважинного устройства, известного из уровня техники, содержащего модуль анализа флюидов; на фиг. 2 представлена ячейка газового датчика, предназначенная для использования в скважинном устройстве согласно изобретению; на фиг. 3 представлена спектроскопическая ячейка, предназначенная для использования в скважинном устройстве согласно изобретению; на фиг. 4 представлен вид сверху газовой и спектроскопической ячеек, предназначенных для использования в варианте осуществления изобретения; на фиг. 5 представлен вид сбоку газовой и спектроскопической ячеек, предназначенных для использования в варианте осуществления изобретения; на фиг. 6 представлено детальное изображение окна и призмы газовой ячейки; на фиг. 7 представлен вид сбоку газовой и спектроскопической ячеек, при этом для ясности чертежа опущены детали; 5 на фиг. 8 представлен разрез газовой ячейки по линии ВВ на фиг. 7; на фиг. 9 представлен разрез спектрометрической ячейки по линии АА на фиг. 7; на фиг. 10 представлен схематичный вид спектрометрического модуля; на фиг. 11 представлен график данных температурной компенсации; на фиг. 12 представлен вариант осуществления устройства в соответствии с реализацией изобретения с двумя спектроскопическими модулями; на фиг. 13 изображен участок каротажной диаграммы во времени для пробы, содержащей газ; на фиг. 14 представлена экспериментальная установка, предназначенная для определения газового фактора; на фиг. 15 представлен график проинтегрированных усредненных спектрометрических значений оптической плотности для различных спектральных интервалов в зависимости от массовой плотности метана; на фиг. 16 представлен график проинтегрированных усредненных спектрометрических значений оптической плотности для различных спектральных интервалов в зависимости от массовой плотности n-гептана; на фиг. 17 представлены прогнозируемые значения газового фактора согласно объекту изобретения, сопоставленные с реальными значениями, измеренными для бинарных смесей; на фиг. 18 представлен соответствующий график для проб газированного пластового флюида, при этом теоретическая кривая и кривая для бинарной смеси откорректированы с помощью множителя; и на фиг. 19 и 20 изображены зависимости сигналов различных спектрометрических каналов от времени, предназначенные для корректирования из-за рассеяния. Описание предпочтительного варианта осуществления Настоящее изобретение найдет применение в скважинных устройствах, таких как скважинное модульное устройство для измерения динамики пластов, которое описано выше со ссылками на фиг. 1 и на патент США 4860581. Особенности скважинного модульного устройства для измерения динамики пластов, которые не относятся к настоящему изобретению и не способствуют расширению его функциональных возможностей, описываться не будут. В частности, настоящее изобретение найдет применение в модуле оптического анализа флюидов скважинного модульного устройства для измерения динамики пластов, описанном выше и в патенте США 4994671. Как и в предшествующих вариантах осуществления,модуль анализа флюидов, используемый в настоящем изобретении, включает в себя ячейку газового датчика, которая работает, в основном,так, как описано в патенте США 5167149 и в 6 патенте США 5201220, и спектроскопический модуль, который работает, в основном,так, как описано в патенте '671, указанном выше. Конструкция и принцип действия ячейки газового датчика и спектроскопического модуля согласно изобретению будут описаны более подробно ниже. Конструкция ячейки газового датчика более детально показана на фиг. 2. Ячейка расположена в напорной трубе 100 скважинного модульного устройства для измерения динамики пластов, в который поступают флюиды из пласта. В напорной трубе 100 образовано отверстие 102 для размещения окна, призмы и фланца. В напорной трубе 100 предусмотрен проходной канал 104, а в отверстии 102 на протяжении канала 104 установлено сапфировое окно 106. Сапфировая призма 108 закреплена так, что находится в оптическом контакте с поверхностью окна 106 в стороне от проходного канала 104. Окно 106 и призма 108 закреплены в отверстии 102 посредством фланца 109 из нержавеющей стали, который закреплен винтами на напорной трубе 100 и удерживает окно 106 на месте, противодействуя давлению флюидов в напорной трубе 100. Эффективное уплотнение гарантируется использованием тефлонового оконного держателя 110 между окном 106 и проходным каналом 104 и использованием в отверстии 102 уплотнительных колец 112 вокруг окна 106. Кроме того, фланец снабжен оптическими соединителями (не показанными на фиг. 2), которые оптически присоединены к верхней поверхности призмы 108. Верхнюю и нижнюю поверхности окна 106 и призмы 108 полируют для достижения заданного оптического качества,боковые поверхности окна 106 полируют для содействия уплотнению. Спектроскопическая ячейка более детально показана на фиг. 3. Ячейка расположена в той же самой напорной трубе 100, что и ячейка газового датчика, описанная выше. В этом случае в напорной трубе 100 предусмотрены противолежащие отверстия 120, 122, в каждом из которых размещены соответственно входное и выходное окно, а также фланец. Конструктивно входная и выходная стороны ячейки выполнены одинаковым образом, так что более детально будет описана только входная сторона. Монельный проходной канал 124 расположен в напорной трубе 100 между окнами 120, 122 и задает гнезда для установки окон. Сапфировые окна 126, расположенные в гнездах, обращены друг к другу на всем протяжении проходного канала 124. Окна 126 закреплены на местах посредством фланцев 128 из нержавеющей стали, которые снабжены оптическими соединителями для присоединения к наружным поверхностям окон 126 с помощью пучков 130 оптических волокон. Фланцы привинчены друг к другу для уплотнения окна в гнездах. Уплотнению содействует использование опорных колец и уплотнитель 7 ных колец 132. Внутренние и наружные поверхности окон 126 полируют для достижения заданного оптического качества, боковые поверхности полируют для содействия уплотнению. Ячейку 140 газового датчика и спектроскопическую ячейку 145 удобно выполнить в напорной трубе в виде единой конструкции,которая более детально показана на фиг. с 4 по 9, при этом для ясности чертежей некоторые детали опущены. Спектрометрическая ячейка, описанная выше, образует часть спектрометрического модуля, базовая структура которого показана на фиг. 10. Спектрометр содержит галогенную лампу, источник 150 света с широким спектром излучения, от которого свет проходит через обтюраторный диск 152 (приводимый в движение шаговым двигателем 154) к пучку 156 оптических волокон. Из пучка 156 отбираются выходные сигналы для образования входного сигнала к фотодиоду 158 для синхронизации двигателя,входного сигнала 159 источника света к распределителю 160 света (образующему часть датчика, описанного выше) и для измерительной линии 162, по которой поступает входной сигнал спектрометрической ячейки 145. Посредством калибровочного диска 164, приводимого в движение поворотным соленоидным переключателем 166, осуществляется выбор прохождения света во входную линию 159 источника света, в измерительную линию 162 или в обе линии. Входной пучок 168 оптических волокон прикреплен к входному фланцу 170 ячейки и оптически присоединен к сапфировому окну 172. От окна 172 свет проходит поперек пути 174 движения флюида через другое сапфировое окно 172 и входит в выходной пучок 176 оптических волокон, прикрепленный к выходному фланцу 178. Кроме того, выходной пучок подсоединен к распределителю 160 света. Посредством распределителя 160 света осуществляется распределение по нескольким различным каналам света, поступившего со входа 159 источника света и с выходного пучка 176 оптических волокон. Для этого примера показаны только четыре канала, но на практике можно использовать другое количество каналов. В одном особенно предпочтительном варианте осуществления имеются одиннадцать каналов. Каждый канал содержит блок объектива 180 и полосового фильтра 182, с которого сигнал поступает на фотодиод 184. Фильтры для каналов выбирают из условия селекции предварительно заданных длин волн света в диапазоне от видимого излучения до излучения в ближней инфракрасной области спектра. В каждом канале формируется выходной сигнал с заданной длиной волны. Спектроскопический модуль имеет четыре режима работы, режим ожидания, затемнения,источника и измерений. Когда модуль находится в режиме ожидания, электропитание включено, но лампа 150 и шаговый двигатель 154 от 005261 8 ключены. Модуль ничего не обнаруживает. Когда модуль находится в режиме затемнения,лампа 150 и двигатель 154 подключены, но соленоидный переключатель 166 блокирует обе линии 159, 162, источника и измерительную. Свет не обнаруживается, а модуль измеряет уровень фона. В режиме источника соленоидный переключатель 166 деблокирует линию 159 источника, но измерительная линия 162 все еще остается блокированной. Свет от лампы 159 может проходить по линии 159 источника и обнаруживаться в качестве эталонного спектра. Когда модуль находится в режиме измерений,соленоидный переключатель 166 деблокирует измерительную линию 162 и блокирует линию 159 источника. Свет от галогенной лампы 159 входит во входной пучок 168 оптических волокон и проходит через флюид в напорной трубе 174, сквозь сапфировые окна 172, и проходит в выходной пучок 176 оптических волокон, а оттуда в распределитель 160, и обнаруживается в виде спектральных данных флюида. В случае использования модуля для определения газового фактора необходимо, чтобы он имел канал, чувствительный к спектральной линии метана в измеряемом спектре. Эта спектральная линия наблюдается при длине волны 1671 нм со спадом при длине волны 1650 нм. Предлагаются два способа для обнаружения этой спектральной линии. В первом способе используют узкополосный фильтр для обнаружения только спектральной линии при длине волны 1671 нм. Удовлетворяющий требованиям фильтр должен иметь центральную длину волны 1671 нм и полную ширину кривой на полувысоте, равную 15 нм. Во втором способе в каналах обнаруживают как спектральную линию,так и спад. В этом случае можно использовать фильтр с центральной длиной волны 1657,5 нм и полной шириной кривой на полувысоте, равной 35 нм. Различные фильтры дают разные отклики на уровень сигнала и уровень фона, и поэтому выбор наиболее подходящего из них необходимо осуществлять в зависимости от обстоятельств. При желании можно образовать метановые каналы с узкой и широкой полосами, хотя это будет сделано за счет числа каналов, имеющихся для измерений при других длинах волн. Поскольку измерение газового фактора является абсолютным измерением, точность измерения спектра представляется весьма важной. Для сохранения точности измерения во всем температурном диапазоне от 25 до 175 С используют способ компенсации температуры. Сначала данные (Mcal(Ti)/Mcal(T0 режима измерений,на фиг. 11, и данные (Scal(Ti)/Scal(T0,на фиг. 11, собирают при нескольких температурах от 25 до 175 С. Затем все данные нормируют относительно комнатной температуры (25 С). Аппроксимирующие кривые для данных(f(T измерений и данных (g(T источника в зависимости от температуры строят, используя 9 для этих данных метод наименьших квадратов. Реальные данные измерений, полученные от используемого спектрометрического модуля,компенсируют этими аппроксимирующими кривыми следующим образом, при этом используются следующие обозначения: М - данные измерений, S - данные источника, Т - температура, при которой осуществляют измерения, Т 0 эталонная температура, f(Т) - температурная корректирующая функция для данных измерений, а g(Т) - температурная корректирующая функция для данных, полученных с помощью источника. Спектроскопический модуль можно использовать не только для получения информации относительно состава флюидов, но и также для получения информации относительно скорости потока флюидов в скважинном устройстве. На фиг. 12 показана одна конструкция скважинного устройства, в которой имеются два спектроскопических модуля, соединенных последовательно в общей напорной трубе. Путем корреляции выходных сигналов двух модулей на промежутке времени можно определить скорость потока флюида в напорной трубе и получить соответствующий период отбора проб. Конструкция скважинного устройства, показанная на фиг. 12, содержит корпус 200 устройства, имеющего пакерный модуль 202 на нижнем конце и напорную трубу 204, проходящую по его длине до откачивающего модуля 206, расположенного вблизи его верхнего конца. Над лакерным модулем 202 находится модуль 208 отбора, который обеспечивает сообщение по флюиду между пластом и напорной трубой 204. Два спектроскопических модуля 210, 212, расположенных выше модуля 208 отбора, соединены последовательно по отношению к напорной трубе 204. Каждый спектроскопический модуль выполнен, по существу, таким, какой описан со ссылкой на фиг. 10. Выше спектроскопических модулей 210, 212 находятся несколько камер 214 для проб, соединенных с напорной трубой 204, предназначенных для размещения проб пластового флюида. В скважинном устройстве из фиг. 12 указанный выше период может быть периодом, с которым та или иная из камер для проб наполняется флюидом, и может быть выбран из условия минимального загрязнения буровым раствором или фильтратом. Различные варианты осуществления устройства, описанного выше, можно использовать для выполнения ряда измерений, которые мож 005261 10 но использовать для получения информации относительно пластовых флюидов. Например, с помощью этого устройства могут быть выполнены основанные на оптической плотности измерения различий между пластовой нефтью и фильтратом (описанные в патенте США 5266800, включенном в настоящую заявку посредством ссылки) или анализ фазы нефть/вода(описанный в патенте США 5331156, включенном в настоящую заявку посредством ссылки). Обнаружение газа может быть выполнено способом, описанным в патенте США 5201220(включенном в настоящую заявку посредством ссылки). Однако возможен альтернативный способ с использованием выходного сигнала канала для обнаружения метана. Поскольку в этом канале измеряется спектр поглощения метана, измерения газового фактора (см. дополнительные подробности ниже) можно использовать вместо измерений газового датчика. На фиг. 13 показан пример каротажной диаграммы для случая, когда газ присутствует в буровом растворе на основе нефти. На каротажной диаграмме видна дорожка A фракции нефть/вода,иллюстрирующая наличие газа в области х и у,что подтверждается дорожкой Z газового датчика, полученной на основе способа, описанного в патенте '220, который упомянут выше. Значения газового фактора показаны в виде дорожек а и b (соответствующих узкополосному и широкополосному фильтрам для метанового канала, описанным выше), при этом увеличение газового фактора в точках с и d соответствует изменению на белых участках дорожки фракции нефть/вода в точках х и у. Значения газового фактора очень хорошо согласуются с белой частью дорожки фракции нефть/вода и с дорожкой е газового датчика. Поскольку газовый датчик обнаруживает газ вблизи окна датчика, небольшие газовые пузырьки внутри напорной трубы не могут быть обнаружены, а когда поверхность окна покрыта буровым раствором или темной нефтью, газовый датчик часто не работает. В обоих случаях могут быть выполнены измерения газового фактора и, следовательно,обнаружен газ. Поскольку обнаруживаемым газом является метан, а устройство имеет, по меньшей мере,один канал, чувствительный к спектральной линии поглощения метана, то выходной сигнал этого канала можно непосредственно использовать в качестве указателя обнаружения газа. Нет необходимости отдавать предпочтение определению газового фактора. Способ определения газового фактора разработан на основе экспериментальных измерений в ближней инфракрасной области спектра,выполненных на подготовленных бинарных смесях метана и гептана и на газированной нефти, полученной из месторождения. Спектры в ближней инфракрасной области спектра были 11 получены с помощью спектрометра Саrу 5 ультрафиолетовой, видимой и ближней инфракрасной области. Оптический пучок спектрометра согласовывался с высокотемпературной спектроскопической ячейкой высокого давления, установленной совместно с сапфировыми окнами, по существу, описанными выше. Длина внутреннего пути в ячейке составляла 2 мм. Затухание, обусловленное использованием согласующей оптики и ячейки, составляло приблизительно 1,5 единицы оптической плотности. В спектрометре Саrу использовался аттенюатор заднего пучка, расширяющий предел измеряемой оптической плотности приблизительно на 1,2 единицы оптической плотности. На фиг. 14 показана схема устройства, использованного для получения данных. Напорная труба измерительной ячейки 300 соединена через перекачивающую трубу 302 высокого давления с обычным сосудом для пробы. Обычный сосуд для пробы, выдерживающий давление 20000 фунтов/дюйм 2 в контролируемых условиях, имеет внутренний объем 304 для пробы, отделенный от объема 306 рабочей жидкости плавающим поршнем 308. Обычный сосуд для пробы имеет перемешивающее кольцо (непоказанное), обеспечивающее эффективное перемешивание при покачивании сосуда. Дальний конец напорной трубы 310 снабжен клапаном 312,обеспечивающим возможность перекачки флюида, а также спуска при высоком давлении с целью продувки любой пробы, испарившейся во время передачи вследствие наличия мертвого объема ячейки. Гидравлическая сторона обычного сосуда для пробы соединена с насосом 315 высокого давления и с манометром 316 для контроля давления. Чтобы иметь возможность регулировать температуру, ячейка 300 с пробой размещена внутри термостата 318. Смесь метана и гептана перекачивали в обычный сосуд для пробы. Рекомбинацию проб в одну фазу осуществляли путем перемешивания при давлении 2000 фунтов/дюйм 2 и выше точки начала кипения. После рекомбинации пробу под высоким давлением перекачивали в измерительную ячейку. Приблизительно 10 мертвых объемов спускали для исключения различий в испарившихся пробах. Можно осуществлять многократные выпуски, которые повышают состоятельность оценки. Для контроля состава пробы оценивали газожидкостной фактор. Получали газированную нефть и перекачивали ее в обычный сосуд для пробы. Затем пробы перекачивали при температуре и давлении забоя скважины в высокотемпературную ячейку высокого давления. После нагревания и повышения давления пробы ее перемешивали в течение промежутка времени от 15 до 30 мин до тех пор, пока при дальнейшем перемешивании давление уже не изменялось. Нагревание предотвращало выделение парафина, тогда как давление было необходимо для исключения всяко 005261 12 го выделения газовой фазы. Если во время перекачивания проба в обычном сосуде для пробы становилась двухфазной, то перекачанную пробу, дающую в результате нерепрезентативную выборку, удаляли из сосуда для пробы, считая непригодными как удаленную, так и оставшуюся пробы. Для контроля газовый фактор этой газированной нефти определяли обычным образом с помощью коммерческой службы. В большей части образцов пластовой нефти основным газообразным компонентом из газов при давлении около 1 атмосферы является метан. При высоком давлении газовая фаза (две жидкие фазы меньшей плотности) может содержать намного большую долю более тяжелых углеводородов, чем газов при одной атмосфере. За исключением случая необычной газовой фазы, которая содержит H2S (или СО 2) в очень высоких концентрациях, существует монотонная зависимость между растворенным метаном и газовым фактором. При низких значениях газового фактора указанная зависимость является линейной. В представленном способе сделана попытка получения газового фактора на основании метана (или на основании парафиновой фракции), но не на основании H2S или CO2. Путем измерения массовой доли метана в пластовой нефти можно определить углеводородную составляющую газового фактора. Поскольку эта составляющая обычно преобладает в газовом факторе, то в обычных условиях таким путем определяют газовый фактор. Основные принципы анализа газового фактора базируются на уравнениях, связывающих газовый фактор приготовленных бинарных смесей n-гептана (представляющего нефть) и метана со спектрами в ближней инфракрасной области. Поскольку пластовую нефть можно отнести к этим бинарным смесям, получающиеся в результате уравнения с таким же успехом можно также использовать для определения газового фактора пластовой нефти. В способе определения газового фактора использована концепция настройки одного канала ближней инфракрасной области спектра на спектральную линию метана, приблизительно 1670 нм, а второго канала ближней инфракрасной области на приблизительно 1725 нм (-CH2 и-СН 3). Матрицу B отклика образуют с первым столбцом отклика на метан в этих двух каналах и со вторым столбцом отклика на нефть в этих двух каналах. Характеристика сигнала в двух каналах ближней инфракрасной области спектра (векторS) и вектор массовой доли бинарной смеси меr Используя правило Крамера для решения уравнения (1), получаем и ченный из матрицы, при этом S заменяет пер) вый столбец B , a D2 получено путем обычной замены (только) второго столбца В. В случае бинарной смеси метана и n-гептаr на массовую долю m можно использовать для нахождения соответствующего газового фактора. Предполагается, что вся газовая фаза содержит пары метана (m1) плюс гептана при равновесном давлении пара. Газовый фактор смеси определяется как(станд.куб.футов/баррель) После того как массовая доля гептана снижается до значения, при котором едва может обеспечиваться равновесное давление пара, но не образуется жидкость, газовый фактор становится бесконечно большим, и уравнение (4) неприменимо к массовым долям гептана, меньшим указанной. Используя спектрометрические данные,полученные посредством экспериментального устройства, описанного выше, образуют элемен) ты матрицы B , получая наклоны прямых, соответствующих проинтегрированным и усредненным спектрометрическим значениям оптической плотности (ОП) в пределах заданных интервалов длин волн для метана и для гептана. На фиг. 15 и 16 показаны полученные данные,) использованные для образования матрицы B ,которая соответствует спектрометрическим) данным для метана и гептана. Эта матрица B зависит от особенностей оптической системы,вследствие чего должна определяться для каждого нового оптического спектрометра. Для интегрирования в пределах 1640-1675 Используя уравнение (4), можно вычислить теоретическую зависимость сигнала в ближней инфракрасной области спектра от газового фактора. Она изображена на фиг. 17 для пределов интегрирования 1640-1675, равно как и значения, измеренные для бинарных смесей, при этом, несмотря на отсутствие регули 14 руемых параметров, наблюдается хорошее совпадение на протяжении широкого диапазона значений газового фактора.) Значения, приведенные в матрицах B ,рассмотренных выше, зависят от конкретной используемой оптической системы и при необходимости могут индивидуально корректироваться для обеспечения лучшей интерпретации смесей газа и нефти. На фиг. 18 представлены показатели оптической плотности на участках спектральных линий для нескольких образцов газированной пластовой нефти и для четырех бинарных смесей. Показатель оптической плотности для бинарных смесей уменьшен с помощью множителя 0,85(рассмотренного ниже). Кривая на фиг. 18 соответствует прогнозным значениям, полученным из уравнения (4) (также уменьшенным по оси ординат с помощью множителя 0,85). Для этой разнообразной коллекции образцов газированной пластовой нефти виден монотонный характер кривых в широком диапазоне газового фактора. Аналогично, для бинарных смесей также обнаруживается тот же самый монотонный характер, и опять-таки в очень широком диапазоне газового фактора. Ход кривых для набора образцов газированной пластовой нефти и бинарных смесей предсказывается уравнением (4),но для образцов газированной пластовой нефти необходимо осуществлять модификацию с помощью множителя 0,85. Поэтому с учетом этой небольшой модификации уравнение (4) может использоваться для анализа спектра однофазной газированной пластовой нефти для прогнозирования газового фактора. Несомненно, самой важной причиной существования не равного единице члена (0,85) является различие в составе газов, содержащихся в бинарных смесях и в образцах газированной пластовой нефти. Этим множителем 0,85 учитывается то, что газовая фаза образцов газированной пластовой нефти обычно содержит около 80 мол.% метана, тогда как в случае бинарных смесей газовая фаза содержит около 96 мол.% метана. Величина, на которую газовый фактор газированной пластовой нефти отклоняется от 80 мол.%, является ошибкой прогнозирования газового фактора. В частности, если газовая фаза газированной пластовой нефти содержит значительные количества H2S или СO2,то уравнение (4) не будет обеспечивать получение газового фактора пластовой нефти, а, скорее, получение газового фактора, обусловленного углеводородами. Для обнаружения H2S и СО 2 можно использовать другие способы. Для разных образцов дегазированной нефти также могут быть различия в амплитудах спектральных линий при длине волны 1725 нм. Эта спектральная линия, в которую вносят вклад группы -CH2 и -СН 3, может изменяться в зависимости от содержания компонентов, таких как парафины или ароматические соединения. 15 Однако обнаружение и количественная оценка пластовой нефти путем анализа этой спектральной линии показывает, что вариация не столь большая, возможно, 10%, и преобразуется в величину ошибки соответствующего измерения газового фактора, при этом величину ошибки можно уменьшить в случае, если известны характеристики дегазированной пластовой нефти. Устройство, описанное выше, можно использовать для определения степени загрязнения пробы пластового флюида в напорной трубе и тем самым обеспечить возможность определения соответствующего периода времени для отбора проб для исключения помехи из-за примесей. Примеры способов для такого определения можно обнаружить в патентной заявке США 09/255999 и в патентной заявке США 09/300190 (включенных в настоящую заявку посредством ссылок). Методология, применяемая при цветовых измерениях для определения загрязнения, может быть использована при измерениях, осуществляемых в метановом канале спектрометра. В том случае, когда определение загрязнения основано на цвете, выходной сигнал выбранного цветового канала корректируют для получения рассеяния, не зависящего от длины волны, путем вычитания выходного сигнала эталонного канала. На фиг. 19 показаны графики выходных сигналов пар каналов вместе с аппроксимирующими кривыми и соответствующим аналитическим выражением для аппроксимирующих кривых. На фиг. 20 показана в увеличенном масштабе часть из фиг. 19 для случая, когда кривые зависят от газового фактора. На фиг. 19 и 20 показаны графики для цвета (канал 4 - канал 7) и эталона (нефти) (канал 8 - канал 7). В выходном цветовом сигнале содержится вклад от цвета и рассеяния, тогда как эталонный сигнал отражает только рассеяние. Поэтому корректировка цветового выходного сигнала с помощью эталонного обеспечивает получение только цветового сигнала с некоторым рассеянием, зависящим от длины волны, при этом рассеяние, не зависящее от длины волны, удаляется путем вычитания. Поскольку цветовые и эталонные измерения не осуществляются на одинаковых длинах волн, рассеяние, зависящее от длины волны, этим способом удаляться не будет. Для удаления рассеяния способом, описанным выше, в случае цветовых измерений,необходимо использовать эталонный канал, который отстоит по длине волны на сотни нанометров. Например, в случае, показанном на фиг. 19, каналы Ch4 и Сh7 разнесены на 530 нм (1070 и 1600 нм). Тот же самый общий подход можно использовать для метанового канала (Ch0 на фиг. 19 и 20). Однако в этом случае эталонный канал (снова Ch7) находится по длине волны близко к измерительному каналу (Сh0), давая для настоящего примера разность длин волн только 70 нм (1670 нм-1600 нм). Следовательно, 005261 16 в этом способе также будет удаляться рассеяние, зависящее от длины волны. Кроме того,поскольку поперечное сечение рассеяния, зависящего от длины волны, уменьшается с ростом длины волны, использование в метановом канале большей длины волны в ближней инфракрасной области спектра (1670 нм) по сравнению с меньшей длиной волны цветового канала (1070 нм) приводит к уменьшению рассеяния, зависящего от длины волны. При использовании этого способа в цветовом канале исключается рассеяние, зависящее от длины волны, показанное как Х на фиг. 19, а степень загрязнения в напорной трубе может быть оценена более достоверно, что приводит к более точному определению периода отбора проб. Описанный выше со ссылкой на фиг. 12 вариант осуществления спектроскопического скважинного устройства также позволяет осуществлять измерения скорости потока. До разработки вариантов скважинного модульного устройства для измерения динамики пластов скорость потока в напорной трубе вычисляли на основании объемной производительности насоса и числа ходов насоса, что позволяло получать перекачанный объем, который преобразовывали в скорость потока путем соотнесения с промежутком времени. Однако это вычисление не всегда является точным, а иногда может требоваться более точное измерение скорости потока. В тех случаях, когда предусмотрены два спектроскопических модуля, показанных на фиг. 12,скорость потока можно вычислить путем взаимной корреляции характеристик выходных сигналов аналогичных спектроскопических каналов в модулях в зависимости от времени. Зная объем напорной трубы и момент появления пика корреляционной функции, можно найти скорость потока. Знание точной скорости потока необходимо потому, что она требуется для вычисления момента отбора пробы из напорной трубы, поскольку место отбора пробы не совпадает с местом измерений. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ определения газового фактора пластового флюида, включающий следующие этапы:a) осуществляют проведение спектроскопического анализа флюида при по меньшей мере двух длинах волн, одна из которых зависит от присутствия газа, а другая из которых зависит от присутствия нефти, и образование данных отклика;b) определяют матрицы B отклика по характеристике газа при двух длинах волн и характеристике нефти при двух длинах волн;c) определяют сигнальный вектор откликаS при двух длинах волн;d) вычисляют вектор m массовой доли смеси газа и нефти согласно соотношениюe) определяют газовый фактор из вектора массовой доли.) 2. Способ по п.1, в котором матрица B отклика содержит первый столбец, содержащий спектроскопическую характеристику газа при каждой из двух длин волн, и второй столбец,содержащий спектроскопическую характеристику нефти при каждой из двух длин волн. 3. Способ по п.2, который дополнительноr )r включает решение уравнения S = Bm для получения массовых долей газа m1 и нефти m2 в соответствии с m1=D1/D и m2=D2/D, где D - де) терминант B , D1 - детерминант, полученный из матрицы отклика в случае замены первогоr столбца на S, и D2 - детерминант матрицы отr клика в случае замены второго столбца на S. 4. Способ по п.1, в котором газовый фактор определяют согласно соотношению газовый фактор=c1(m1/(m2-c2m1) ), где с 1 и с 2 - постоянные, m1 - массовая доля газа, а m2 - массовая доля нефти. 5. Способ по п.2, в котором матрицу отклика получают из ряда измерений, выполненных на синтетических смесях газа и углеводорода. 6. Способ по п.5, в котором к матрице отклика применяют поправочный множитель, полученный таким образом, что в результате его использования имеют измерения от реальных пластовых флюидов. 7. Способ по п.1, в котором одна из длин волн равна приблизительно 1671 нм, а другая равна приблизительно 1725 нм. 8. Способ по п.1, в котором спектроскопический анализ осуществляют в предварительно заданном спектроскопическом устройстве, при этом способ включает в себя этап нахождения) матрицы B отклика в указанном спектроскопическом устройстве. 9. Способ по п.2, в котором элементы матрицы содержат наклоны проинтегрированных и усредненных спектрометрических оценок оптической плотности, полученных в пределах заданных интервалов длин волн для газа и нефти. 10. Способ по п.1, в котором спектроскопический анализ флюида осуществляют в устройстве, расположенном в стволе скважины и находящемся в сообщении с пластом, из которого получают флюид. 18 11. Устройство для определения газового фактора для флюида, полученного из пласта,окружающего ствол скважины, содержащееa) корпус устройства, который может быть размещен в стволе скважины и установлен в сообщении по флюиду с пластом для отбора пробы флюида из него;b) спектроскопический модуль, расположенный в корпусе устройства, для того, чтобы подвергать пробу флюида спектроскопическому анализу при по меньшей мере двух длинах волн,одна из которых зависит от наличия газа, а другая зависит от наличия нефти, и образовывать данные отклика;c) средство для определения газового факr тора пробы, в котором вычисляется вектор m массовой доли смеси газа и нефти согласно соrr отношению S = Bm , где S - сигнальный вектор) отклик при двух длинах волн, B - матрица отклика, образованная на основании характеристики газа при двух длинах волн и характеристики нефти при двух длинах волн; и определяr ется газовый фактор из вектора m массовой доли. 12. Устройство по п.11, в котором спектроскопический модуль содержит широкополосный источник света для освещения пробы флюида и датчик, которые включают в себя полосовые фильтры с полосами пропускания, охватывающими одну или другую из двух длин волн. 13. Устройство по п.12, в котором полоса пропускания, охватывающая длину волны, зависящую от газа, включает 1671 нм, а полоса пропускания, охватывающая длину волны, зависящую от нефти, включает 1725 нм. 14. Устройство по п.13, в котором полоса пропускания, включающая длину волны 1671 нм, задана фильтром, имеющим полосу пропускания от приблизительно 1660 нм до приблизительно 1675 нм. 15. Устройство по п.13, в котором полоса пропускания, включающая длину волны 1671 нм, задана фильтром, имеющим полосу пропускания от приблизительно 1640 нм до приблизительно 1675 нм. 16. Устройство по п.13, в котором полоса пропускания, включающая длину волны 1671 нм, также включает в себя 1650 нм. 17. Устройство по п.13, в котором полоса пропускания, включающая длину волны 1725 нм, задана фильтром, имеющим полосу пропускания от приблизительно 1715 нм до приблизительно 1730 нм.