ПРИМЕНЕНИЕ  ЛЮМИНЕСЦЕНТНОГО  КАРОТАЖА  ДЛЯ  ОПРЕДЕЛЕНИЯ  НЕФТЕСОДЕРЖАНИЯ  ПРОМЫВОЧНОЙ  ЖИДКОСТИ  БУРЯЩЕЙСЯ  СКВАЖИНЫ

Ступак  Игорь  Сергеевич

аспирант,  Российский  государственный  университет  нефти  и  газа  имени  И.М.  Губкина,  РФ,  г.  Москва

E-mail: 

APPLICATION  OF  FLUORESCENCE  LOGGING  FOR  DETERMINATION  OF  OIL  CONTENT  OF  FLUSH  LIQUID  OF  DRILLING  WELL

Igor  Stupak

postgraduate  student,  Gubkin  Russian  State  University  of  Oil  and  Gas,  Russia  Moscow

АННОТАЦИЯ

Выполнен  обзор  существующих  методов  определения  нефтесодержания  промывочной  жидкости  бурящейся  скважины.  Показаны  недостатки  данных  методов.  Описана  сущность  люминесцентного  метода  определения  наличия  нефти  в  промывочной  жидкости.  Приведены  варианты  применения  люминесцентного  метода.  Описаны  принципы  построения  перспективных  информационно-измерительных  систем  выполняющих  определение  нефтесодержания  промывочной  жидкости  бурящейся  скважины  методом  люминесцентного  каротажа  и  их  преимущества.

ABSTRACT

  A  review  of  existing  methods  used  for  determination  of  oil  content  of  drilling  wells  has  been  done.  Limitation  of  those  methods  has  been  shown.  The  essence  of  the  fluorescence  method  for  determination  of  oil  presence  in  flush  liquid  has  been  described.  Applications  of  fluorescence  method  have  been  given.  Principles  of  construction  of  prospective  data-measuring  system  determining  oil  content  of  flush  liquid  of  drilling  well  has  been  described  as  well  as  it's  advantages.

Ключевые  слова:   флуоресцентная  спектроскопия;  бурящаяся  скважина;  промывочная  жидкость;  нефтесодержание;  информационно-измерительная  система;  автоматизация.

Keywords:   fluorescence  spectroscopy;  drilled  well;  flush  liquid;  oil  content;  data-measuring  system;  automation.

Во  время  бурения  разведочной  скважины  на  нефть  в  ней  постоянно  циркулирует  поток  промывочной  жидкости.  Первоначально  промывочная  жидкость  рассматривалась  только  в  качестве  средства  для  удаления  шлама,  однако  в  настоящее  время  промывочная  жидкость  воспринимается  в  качестве  носителя  большого  объема  информации  о  разрезе  скважины.

Необходимость  определения  наличия  нефти  в  промывочной  жидкости  обусловлена  задачей  выявления  продуктивных  пластов  в  разрезах  бурящихся  скважин.  В  настоящее  время  эта  задача  решается  различными  способами,  но,  тем  не  менее,  каждый  из  них  имеет  существенные  недостатки.

В  частности,  задача  определения  нефтесодержания  промывочной  жидкости  бурящейся  скважины  может  быть  решена  с  помощью  использования  гравиметрического  метода,  который  основан  на  экстракции  нефтепродуктов  из  пробы,  очистке  экстракта  от  полярных  веществ,  удалении  экстрагента  путем  выпаривания  и  взвешивании  остатка.  Метод  имеет  ряд  недостатков,  в  частности:  потеря  летучих  компонентов  нефтепродуктов,  что  приводит  к  занижению  результатов  измерений,  низкую  чувствительность,  трудоемкость  выполнения. 

Другим  известным  методом  является  инфракрасная  абсорбционная  спектроскопия.  При  использовании  данного  метода  отобранный  из  циркуляционной  системы  шлам  специальным  способом  подготавливают  к  проведению  анализа  при  помощи  фильтрового  инфракрасного  анализатора  или  малогабаритного  Фурье-спектрометра,  устанавливаемых  в  салоне  передвижной  станции  геолого-технологического  контроля  [1,  с.  25].  К  основным  недостаткам  данного  метода  можно  отнести  недостаточную  экспрессность  и  необходимость  непосредственного  участия  лаборанта  в  выполнении  анализа. 

Задача  по  определению  нефтесодержания  также  может  быть  решена  методом  газового  каротажа  [2,  с.  498].  Газовым  каротажем  называется  комплекс  исследований  скважин,  включающий  изучение  объемного  содержания  и  состава  газов.  Первостепенной  задачей  исследования  методом  газового  каротажа  является  определение  углеводородов,  содержащихся  в  промывочной  жидкости,  поступающей  на  поверхность  из  скважины,  а  также  отбор  и  исследование  шлама.  Полученные  данные  представляются  по  разрезу  скважины.  Газы,  содержащиеся  в  промывочной  жидкости,  отбирают  на  поверхности  дегазатором,  а  затем  подвергают  анализу  в  хроматографе.  Однако,  при  определении  нефтеносных  пластов  при  вскрытии  скважины  бурением  данный  метод  имеет  существенные  недостатки.  В  частности,  для  определения  типа  залежи  используют  предположение  о  том,  что  характер  залежи  определяется  определенным  составом  газовой  смеси,  причем  характер  состава  сохраняется  для  определенного  района.  Однако,  постоянство  состава  газа  может  не  соблюдаться  не  только  в  пределах  одного  горизонта,  но  в  соседних  залежах.  Данный  факт  может  стать  причиной  ошибочного  заключения  о  характере  насыщения  продуктивных  пластов. 

Перспективными  методами  исследования  являются  методы,  в  основу  которых  положена  способность  всех  без  исключения  нефтей  ярко  люминесцировать  под  влиянием  ультрафиолетовых  лучей  без  всякого  растворения.  Основными  свойствами  люминесценции,  которые  используются  для  качественного  и  количественного  люминесцентного  анализа  нефтей  и  битумов,  являются  цвет  и  яркость  их  люминесценции.  Объективной  характеристикой  цвета  и  яркости  служит  спектр  люминесценции.  Люминесценция  стала  достаточно  широко  использоваться  для  изучения  нефтей,  битумов  и  битуминозности  горных  пород  начиная  еще  с  1940  г.  В  результате  сформировалась  специальная  область  научных  знаний  —  люминесцентная  битуминология,  применяемая  для  изучения  и  поисков  газонефтяных  месторождений.

Основным  методом,  использующим  люминесценцию  нефтей,  является  лабораторный  метод  под  общим  названием  люминесцентно-битуминологический,  анализ,  включающий  в  себя  различные  типы  анализов,  которые  могут  выполняться  как  последовательно,  так  и  самостоятельно.  Непосредственно  определение  нефтесодержания  в  глинистом  растворе  методом  люминесцентного  анализа  происходит  следующим  образом.  Пробу  восходящего  глинистого  раствора  отбирают  в  начале  желоба.  Строго  определенный  объем  пробы  заливают  чистым  (нелюминесцирующем)  хлороформом.  После  взбалтывания  хлороформенный  экстракт  переливают  в  чистую  пробирку,  а  затем,  при  помощи  так  называемых  эталонно-люминесцентного  и  капиллярно-люминесцентного  анализов,  определяют  количественное  содержание  и  качественный  состав  содержащейся  в  глинистом  растворе  нефти.  Данный  метод,  несмотря  на  высокую  точность  количественного  определения  нефти  в  образце,  имеет  ряд  недостатков,  среди  которых  основным  является  скорость  проведения  анализа  (вплоть  до  10  часов)  и  постоянное  участие  лаборанта  в  проведении  анализа  [4,  с.  180]. 

Однако  свойство  нефтей  люминесцировать  может  быть  использовано  и  в  автоматизированных  информационно-измерительных  системах  анализа  нефтесодержания  промывочной  жидкости.  Подобные  системы  подразделяются  по  месту  проведения  измерения  на  скважные  приборы  и  системы,  устанавливаемые  на  поверхности  (у  устья  скважины). 

Скважный  прибор  состоит  из  глубинного  и  поверхностного  модулей,  а  также  линии  связи.  Глубинный  модуль  может  встраиваться  в  буровую  колонну  над  турбобуром  и  включает  в  себя  люминесцентный  датчик,  шифратор,  модулятор,  сигнальную  и  питающую  аппаратуру.  Поверхностный  модуль  располагается  в  передвижной  станции  геолого-технического  контроля  и  включает  в  себя  усилитель,  фильтр,  детектор,  дешифратор  и  аппаратуру  регистрации,  обработки  и  визуализации  полученных  данных. 

Конструкция  люминесцентного  датчика  предполагает  использование  импульсного  источника  ультрафиолетового  излучения,  фотоприемника  с  установленным  перед  ним  светофильтром.  Источник  ультрафиолетового  излучения,  периодически  включаясь,  возбуждает  люминесцентное  свечение  частиц  свободной  нефти  в  буровом  растворе.  Фотоприемник,  который  также  является  составной  частью  люминесцентного  датчика,  регистрирует  свечение  бурового  раствора  в  видимой  области  спектра.  Источник  и  приемник  излучения  установлены  за  кварцевым  стеклом. 

Подобная  информационно-измерительная  система  позволяет  регистрировать  пластовый  флюид  непосредственно  на  забое  скважины,  однако  её  использование  сопряжено  с  трудностями  в  изготовлении  компактного  скважного  прибора  с  достаточно  ярким  источником  излучения,  а  также  необходимо  учитывать  степень  вероятности  попадания  частиц  свободной  нефти  в  «поле  зрения»  люминесцентного  датчика. 

Люминесцентные  информационно-измерительные  системы,  выполняющие  измерение  концентрации  нефти  на  устье  скважины  могут  различаться  по  типу  устройства,  регистрирующего  люминесценцию  свободной  нефти.  Тем  не  менее,  общий  принцип  конструкции  сохраняется.  На  рис.  1  представлена  структурная  схема  информационно-измерительной  системы,  производящей  регистрацию  пластового  флюида  на  поверхности. 

Рисунок  1.  Структурная  схема  информационно-измерительной  системы,  производящей  регистрацию  пластового  флюида  на  поверхности  методом  люминесцентного  каротажа

Промывочная  жидкость,  поднимаясь  на  устье,  подвергается  облучению  ультрафиолетовым  излучением  непосредственно  на  приемном  желобе  или  на  специально  установленном  байпасе.  Зарегистрированный  там  же  сигнал  поступает  на  автоматизированное  рабочее  место  оператора,  установленное  в  салоне  передвижной  станции  геолого-технического  контроля,  где  происходит  его  обработка  и  визуализация.

Один  из  вариантов  исполнения  блока  анализа  использует  в  качестве  люминесцентного  датчика  специальную  цифровую  фотокамеру  [3,  с.  27].  В  этом  случае  в  блоке  анализа  выполняется  фотографирование  с  использованием  ультрафиолетовой  подсветки  промывочной  жидкости,  поднимающейся  с  забоя  скважины  и  передача  полученных  изображений  на  АРМ.  На  АРМ  производится  обработка  изображений  и  интерпретация  результатов.  Обработка  изображения  производится  путем  последовательного  применения  алгоритмов  по  выполнению  линейного  увеличения  контрастности  по  значениям  тона,  насыщенности  и  яркости,  растягиванию  интенсивностей  каждого  цветового  канала  с  фильтрацией  изображения,  подавлению  шума  фильтром  Гаусса,  выделению  края  по  Собелю  и  бинаризации  изображения.  Полученное  бинаризированное  изображение  состоит  только  из  черных  и  белых  точек,  при  этом  количество  белых  точек  соответствует  количеству  светящихся  частиц  нефти  на  поверхности  бурового  раствора. 

Преимуществом  данной  информационно-измерительной  системы  является  большой  охват  поверхности  бурового  раствора,  что  повышает  вероятность  регистрации  частиц  свободной  нефти.

Другим  вариантом  конструкции  блока  анализа,  выполняющего  измерение  на  поверхности,  является  использования  фотодиода  для  регистрации  люминесценции  нефти.  Эта  конструкция,  в  свою  очередь,  может  иметь  два  варианта  исполнения. 

В  первом  случае  регистрация  частиц  свободной  нефти  происходит  полностью  бесконтактным  способом.  Над  поверхностью  бурового  раствора  устанавливается  источник  ультрафиолетового  излучения  и  фотоприемник  с  светофильтром.  В  данной  конфигурации  происходит  регистрация  свечения  всплывшей  нефти  на  поверхности  бурового  раствора.  Система  может  быть  также  укомплектована  ультразвуковым  датчиком  уровня  для  внесения  поправки  на  расстояние  между  источником  и  приемником  излучения  и  поверхностью  бурового  раствора.  Подобные  системы  должны  быть  установлены  на  некотором  удалении  от  устья  скважины,  чтобы  нефть,  растворенная  в  буровом  растворе,  успела  всплыть.

Во  втором  случае  регистрация  происходит  в  толще  бурового  раствора.  Для  этого  источник  ультрафиолетового  излучения  и  фотоприемник  устанавливают  друг  напротив  друга  на  расстоянии  не  более  3—4  мм,  и  погружают  в  буровой  раствор,  что  позволяет  производить  регистрацию  частиц  нефти,  не  всплывших  на  поверхность  бурового  раствора.  Эта  система,  напротив,  должна  быть  установлена  как  можно  ближе  к  устью  скважины  для  того,  чтобы  нефть  не  успевала  всплывать  на  поверхность  бурового  раствора. 

В  обоих  случаях  есть  возможность  использования  не  одного,  а  нескольких  фотоприемников  для  повышения  чувствительности  и  достоверности  результатов  измерений. 

К  преимуществам  систем  с  использованием  фотоприемника  для  регистрации  свечения  относится  относительная  простота  исполнения,  надежность  и  достаточная  чувствительность. 

Таким  образом,  как  показано  выше  информационно-измерительные  системы  определения  нефтесодержания  промывочной  жидкости  бурящейся  скважины,  использующие  свойство  нефтей  люминесцировать  могут  быть  успешно  применены  при  бурении  разведочных  скважин  на  нефть  в  целях  точного  и  однозначного  определения  глубины  залегания  продуктивного  пласта.

Список  литературы:

1.Командровский  В.Г.,  Моисеенко  А.С.  О  методиках  определения  минерального  состава  горных  пород  при  инфракрасном  анализе  в  процессе  бурения  скважины.  //  Автоматизация,  телемеханизация  и  связь  в  нефтяной  промышленности.  М.:  ОАО  «ВНИИОЭНГ»,  —  2012  —  №  8  —  с.  25—28.

2.Мартынов  В.Г.  Геофизические  исследования  скважин.  Справочник  мастера  по  промысловой  геофизике.  М.:  Инфра-инженерия,  2009.  —  960  с.

3.Cтупак  И.С.  Алгоритм  определения  нефтесодержания  промывочной  жидкости  бурящейся  скважины  по  фотоснимкам  в  ультрафиолетовом  свете.  //  Автоматизация,  телемеханизация  и  связь  в  нефтяной  промышленности.  М.:  ОАО  «ВНИИОЭНГ»,  —  2014  —  №  1  —  с.  27—32.

4.Фроловская  В.Н.  Люминесцентно-битуминологический  метод  в  нефтяной  геологии.  М.:  Издательство  московского  университета,  1957.  —  290  с.