СПОСОБ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ, ИЗМЕРЕННЫХ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2009 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к способу интерпретации данных, измеренных при эксплуатации нефтяной скважины.

Более точно, способ согласно изобретению предназначен для обеспечения гарантирования, что данные, измеренные при эксплуатации скважины, будут правильно интерпретированы для получения точных условий потока внутри скважины, а именно относительных объемных скоростей потока.

Для гарантии контролирующих и диагностирующих функций при эксплуатации нефтяной скважины должно быть получено некоторое количество данных, главным образом физических. Эти данные существенным образом связаны с многофазным флюидом, который протекает в скважине (скорость потока, соотношение его различных фаз, температура, давление и т.д.). Они также могут быть связаны с некоторыми характеристиками самой скважины (овализация, уклон). Эти данные позволят, например, количественно идентифицировать на всех глубинах входные и выходные зоны флюидов для того, чтобы иметь возможность заново перекрыть или заново пробурить соответствующие зоны в случае необходимости. Этот контроль позволит, следовательно, минимизировать получение нежелательных флюидов, таких как вода, и увеличить производство ценных флюидов, таких как нефть.

Для получения упомянутых данных, как подробно описано в патентном документе FR-A-2732068, существует общепринятое решение, которое состоит, во-первых, из полных измерений скорости флюида, текущего в скважине, с помощью расходомера, расположенного на оси скважины, и, во-вторых, из измерений (которые могут быть локальными), обеспечивающих возможность установления соотношения различных фаз в определенных районах скважины. Измерение скорости и измерения объемных долей различных фаз должны проводиться на различных глубинах. Измерения объемных долей фаз проводят с помощью различных датчиков, которые могут быть датчиками удельного сопротивления, оптическими датчиками и т.д.

Для определения скоростей потоков различных фаз флюида, текущего в скважине, вычисляют, используя измерения упомянутого имеющегося устройства, скорость потока флюида через сечение скважины путем умножения измеренной общей скорости (состоящей из измеренной скорости в центре скважины, умноженной на коэффициент обычно от 0,6 до 1) на сечение скважины в месте проведения измерения. Доля, относящаяся к рассматриваемой фазе, определенная датчиком, затем применяется к упомянутой общей скорости потока.

Однако известно, что распределение различных фаз флюида, текущего в нефтяной скважине, зависит от того, является ли скважина вертикальной, наклонной или горизонтальной. Из-за различия плотностей разных фаз флюида упомянутые фазы сильнее расслаиваются при увеличении наклона скважины. Так, в случае трехфазного флюида, содержащего воду, нефть и газ, эти три фазы имеют тенденцию течь одна поверх другой, когда скважина горизонтальна или сильно наклонена. Следовательно, распределение фаз в скважине (объемные доли фаз) и скорость каждой фазы неоднородны по сечению упомянутой скважины: для вычисления скорости потока каждой фазы необходимо более детализированное описание этих параметров по поперечному сечению.

Это описание достигается с помощью датчиков (например, локальных зондов и мини-вертушечных расходомеров), находящихся в различных известных точках поперечного сечения скважины, как установлено в патентном документе WO 01/11190. Данный документ основан на том наблюдении, что скорость потока любой из фаз флюида не равна результату умножения общей (средней) скорости флюида на сечение скважины и на объемную долю упомянутой фазы в текущем флюиде, но близка к величине средней скорости рассматриваемой фазы, умноженной на сечение и на объемную долю упомянутой фазы.

Интерпретация этих данных, собранных каждым локальным вертушечным расходомером и зондом для вычисления относительных объемных скоростей потоков на всех глубинах, следовательно, становится очень важной процедурой для того, чтобы точно оценить поведение каждого флюида, составляющего эффлюент скважины. Эта интерпретация, фактически, требует интерполяции значений на основе модели потока, примененной к потоку эффлюента, причем упомянутая модель меняется в зависимости от данных условий потока.

Таким образом, задачей изобретения является обеспечение способа вычисления относительных объемных скоростей потоков, по меньшей мере, одной из фаз многофазного эффлюента, текущего в скважине, причем упомянутый способ содержит первый этап получения локальных объемных долей и скоростей упомянутых фаз через сечение скважины на определенной глубине и отличается тем, что упомянутый способ дополнительно содержит:

- коррекции измерений упомянутых локальных объемных долей и/или скоростей для того, чтобы сделать их согласующимися друг с другом и/или с условиями потока эффлюента;

- выбор подходящей модели потока, математически отображающей поток эффлюента;

- интерполяцию измерений упомянутых локальных объемных долей и измерений упомянутых локальных скоростей выбранной модели потока для получения профиля объемной доли и профиля скорости для, по меньшей мере, одной фазы эффлюента через упомянутое сечение скважины на упомянутой глубине;

- вычисление относительных объемных скоростей потока, по меньшей мере, одной из упомянутых фаз путем интегрирования профилей упомянутой объемной доли и скорости через упомянутое сечение скважины на упомянутой глубине.

Данный способ вычисления объемных скоростей потоков фаз эффлюента позволяет учитывать любой фактор, относящийся к средству измерения или условиям потока, который может изменять или нарушать локальные измерения.

Дополнительные задачи и преимущества изобретения станут видны специалистам в данной области техники при обращении к детальному описанию, представленному с сопровождающими чертежами.

Фиг.1а и 1b представляют схематический пример первого этапа коррекции, который может быть выполнен с измерениями скорости.

Фиг.2а и 2b представляют схематический пример второго возможного этапа коррекции для набора измерений локальных скоростей и объемных долей различных фаз.

Фиг.3а и 3b являются схематическими примерами третьего возможного этапа коррекции.

Фиг.4 представляет пример интерполяции согласно выбранной модели потока и основанной на измерениях локальной объемной доли.

Фиг.5 является схематическим графиком примера блок-схемы, реализующей способ изобретения.

Фиг.6а, 6b и 6c показывают кривые величин объемных долей фаз, измеренных и определенных согласно изобретению.

Фиг.7а, 7b и 7c показывают кривые величин скоростей, измеренных и определенных согласно изобретению.

Фиг.8 показывает изображение скорости потока в трубе согласно модели Пуазейля.

Фиг.9 показывает изображение скорости потока в трубе согласно модели, представленной в EP 0519809.

Как уже объяснялось заявителями в патентной публикации WO 01/11190, для идентифицирования объемных долей флюидов многофазного эффлюента на заданной глубине скважины и относительных объемных скоростей потоков упомянутых флюидов, необходимо определить локальные объемные доли (обычно называемые hold-up) каждого флюида (как правило, нефти, воды и газа) и локальную скорость каждого из них. Как установлено в настоящем патентном документе, объемная скорость потока Q_i(z, t) в момент времени (t) для данного флюида (i) (где i может быть w, вода, о, нефть, g, газ) вычисляется путем простого интегрирования локальной объемной доли флюида (h_i), умноженной на локальную скорость флюида (v_i) через поперечное сечение скважины (S) на данной глубине (z) согласно следующему правилу:

- v_i и h_i являются двумя функциями трехмерных координат и времени (x, y, z, t).

- Выберем z направлением, перпендикулярным поперечному сечению скважины на данной глубине и x пересечением вертикальной плоскости и поперечным сечением трубы. Тогда для времени t и i = w, o или g скорость локального объемного потока будет:

Если скважина вертикальная, то динамика системы такова, что скорость и локальные объемные доли все еще являются функциями флюида и глубины (z), но однородны (в первом приближении) по сечению скважины S. В таком случае приведенное выше уравнение упрощается до:

Q_i(z, t)=V_i(z)·H_i(z)·S(z),

где V_i и H_i обозначают соответственно постоянные значения величин v_i и h_i для поперечного сечения S.

Если скважина не вертикальная, приведенное упрощение нельзя сделать, так как h_i и v_i уже не однородны по сечению. Поэтому для вычисления Q_i на каждой глубине необходимо более детальное описание профилей скорости и локальных объемных долей по сечению скважины. На первом этапе данного способа согласно изобретению собираются измерения локальной объемной доли для каждой фазы и локальных скоростей с помощью локальных датчиков, расположенных в различных известных позициях поперечного сечения.

Таким образом, в случае многофазного флюида, текущего в отклоненной скважине, вычисление Q_i становится более сложной процедурой, так как оно включает интерполяцию измеренных значений на основе моделей потока, которые могут меняться в зависимости от данных условий потока: при этом виде интерпретации отклонение является основным параметром влияния, и диапазон форм потока, который может встречаться в этих скважинах, очень широк. Поэтому очень важно рассматривать любой фактор, который может изменять форму потока, а также тщательно проверять любое собранное локальное измерение, так как небольшие недочеты или погрешности могут привести к большой ошибке в определении модели потока и, следовательно, локальных объемных скоростей потока.

Способ согласно изобретению разработан таким образом, чтобы преодолеть максимальное число погрешностей, которые могут понижать качество измерений локальной объемной доли и скорости, полученных в скважине. Следовательно, основываясь на измерениях, которые очень близки к реальным условиям потока, можно определить наиболее подходящие модели потока, дающие достоверные профили фазовой объемной доли и скорости по поперечному сечению скважины. Основные этапы способа согласно изобретению содержат этап коррекции, этап, на котором выбирается модель потока, этап интерполяции и этап вычислений, на котором определяются относительные объемные скорости потока. Однако важно отметить, что эти этапы могут быть выполнены почти в любом порядке. Например, можно сперва выбрать модель потока и после этого корректировать измерения. Также можно проделать тот же самый этап дважды. Например, можно выбрать модель потока, осуществить этап коррекций и затем в зависимости от выполненных исправлений выбрать вторую модель потока. Также можно проделать вручную часть исправлений локальных измерений, выбрать модель потока и затем скорректировать эти измерения снова. В конечном счете, может быть сделана только часть исправлений, что будет детально показано ниже, и этап коррекций может содержать переменное число исправлений.

Способ изобретения требует осуществления двух основных локальных измерений: локальных объемных долей разных фаз и локальных скоростей, как было объяснено выше. Однако другие данные также необходимы для вычисления относительных объемных скоростей потока каждой фазы: скорость кабеля и геометрия скважины. Так как измерения локальной скорости осуществляются скважинным устройством, которое опускают в скважину (отметим, что эти данные могут быть получены либо тогда, когда устройство опускают, либо при обратном движении), необходимо осуществить вычитание скорости кабеля из измерений упомянутой локальной скорости. Геометрия скважины содержит информацию об отклонениях скважины и ее диаметра (когда она задается круглой) или ее овализации. Также важно знать положение устройства в скважине (например, относительное расположение: централизация, децентрализация, наклон устройства) для вычисления местоположения датчиков. Знание реологии (вязкости, плотности...) флюидов также способствует оптимизации интерпретации данных.

Измерения локальных объемных долей позволяют определить локальные объемные доли флюидов, существующих на определенной глубине скважины. В зависимости от композиции эффлюента средство измерения может обеспечивать или трехфазную дифференциацию (нефть, вода и газ) или двухфазную дифференциацию (нефть и вода с помощью электрических зондов, например). Например, средство измерения может представлять некий электрический зонд, который измеряет долю воды, и/или некий локальный оптический зонд, который измеряет долю газа. Если поток является трехфазным, необходима комбинация этих двух зондов: долю нефти легко вычислить, зная доли двух других фаз. Данную комбинацию измерений всех зондов для вычисления доли нефти можно выполнить на любой стадии способа согласно изобретению. Если эффлюент является двухфазным, потребуется только один тип зондов, и не будет каких-либо комбинаций. Если эффлюент является монофазным, измерения состава излишни. Средство измерения может также содержать несколько вертушечных расходомеров, которые предоставят величины локальных скоростей, смотри публикацию WO 01/11190.

Ниже описаны различные коррекции, которые могут быть применены к локальным измерениям, причем любые из этих коррекций могут быть включены или нет в этап коррекций способа согласно изобретению в зависимости от средства измерения и условий потока.

В первом варианте осуществления изобретения этап коррекций может содержать коррекции известных систематических погрешностей измерения. В действительности, точность средства измерения часто подвергается влиянию систематических погрешностей. Как правило, их нельзя принять во внимание при калибровке датчиков, так как обычно они зависят от некоторых других измеряемых параметров, которые достигаются только при осуществлении измерений. В предпочтительном варианте осуществления изобретения данная коррекция является первой на этапе коррекций. Например, коррекция систематических погрешностей коснется вертушечных расходомеров. Эффективность расходомеров может зависеть от месторасположения данного датчика на скважинном устройстве. В зависимости от этого месторасположения возмущения потока, вызванные самим устройством, могут оказывать влияние на измерения скорости. Используемая коррекция будет тогда постоянным коэффициентом в простой модели коррекции. Однако он может быть - в расширенной модели коррекции - функцией площади поперечного сечения скважины, расположения устройства (относительное направление) и действительной измеряемой скорости, например. Другие систематические погрешности также могут быть допущены на датчиках локальной объемной доли или оптических зондах.

Во втором варианте осуществления изобретения этап коррекций может также содержать проверку локальных измерений, получаемых для фазовой объемной доли и/или для скорости. Действительно, набор локальных измерений (фазовые объемные доли или скорости), которые были получены средством измерения, может иметь некоторую несогласованность, которая достаточно ясно будет обнаружена перед началом любой другой обработки. Целью данной коррекции является, следовательно, осуществление контроля, чтобы все измеренные данные одного и того же типа были согласованы между собой. При обнаружении несогласованности будет осуществляться коррекция. Фигуры 1а и 1b представляют пример такой коррекции, проделанной с измерениями локальной скорости. Фигура 1а показывает вертикальное перераспределение датчиков скорости, расположенных соответственно в точках 0, 1, 2, 3 в поперечном сечении скважины, когда поток стационарный, и фигура 1b показывает коррекцию неверного набора измерений.

Если датчик 1 и датчик 3 измеряют положительную (ненулевую) величину скорости, то датчик 2 (находящийся между датчиками 1 и 3) должен также измерять положительную (ненулевую) величину. Если датчик 2 измеряет отрицательную или 0 величину, то его измерение можно рассматривать как ошибочное. Простая коррекция заключается в том, чтобы игнорировать это измерение при проведении последующей интерпретации. Согласно другому решению величина датчика 2 устанавливается как среднее значение датчика 1 и датчика 3, как представлено на фигуре 1b.

Предположим сейчас, что фигура 1а представляет двухфазный стационарный поток вода/нефть и что 4 электрических зонда расположены вдоль вертикального диаметра поперечного сечения скважины, причем упомянутые зонды находятся под номерами от 0 до 3 от дна к вершине. Если датчик 0 показывает 0% доли воды и зонды 1 или 2 показывают строго положительную долю воды, то, по меньшей мере, одно показание датчика объявляется ошибочным, так как этот набор измерений не согласуется с основными физическими принципами. Простая коррекция состоит в том, чтобы или игнорировать это измерение, или приписать показанию датчика 0 то же значение, что и показание датчика 1, например.

Этап коррекций может также содержать проверку на взаимную согласованность данных. Когда простейшие погрешности измерения будут исправлены, может быть проведена углубленная проверка. После сравнения согласованности измерений одинакового типа необходимо проверить их взаимную согласованность и исправить их при обнаружении ошибок. Типично, когда измерения локальных объемных долей фаз сравниваются с измерениями локальной скорости.

Фигуры 2а и 2b представляют пример такой коррекции. В случае двухфазного расслоенного потока нефть/вода (предполагаемого стационарным) скорость воды и скорость нефти приблизительно одинаковы. Давайте предположим, что датчики локальных объемных долей и скорости соединены: пары из одного датчика локальных объемных долей и одного датчика скорости расположены вдоль вертикального диаметра поперечного сечения скважины, как показано на фигуре 2а, где датчики скорости, пронумерованные от 0 до 3, находятся слева от сечения потока, а датчики доли воды, пронумерованные от 4 до 7, находятся справа от него. Отметим, что в дальнейшем "о" относится к нефти, "w" относится к воде и "g" относится к газу.

Если отклонение отличается от 90° (горизонтальная скважина), V_o и V_w различны. Возьмем случай, когда отклонение равно 89°. Тогда V_o превосходит V_w вследствие известных физических причин.

Если измерения скорости таковы, как представлено на фигуре 2b на правой стороне диаграммы, то налицо очевидное рассогласование между измерениями скорости и измерениями локальных объемных долей фаз, показанными на левой стороне диаграммы. Действительно, датчик 2 локальных объемных долей показывает, что поверхность раздела нефть/вода находится ниже его текущей позиции, в то время как датчик 6 скорости указывает, что данная поверхность находится выше упомянутого датчика. Тогда в зависимости от относительного доверия к измерениям скорости и локальных объемных долей фаз осуществляется коррекция одного из двух (возможно обоих) результатов.

Можно также добавить к этапу коррекций дополнительную цель коррекции на усовершенствование набора измерений. Эта коррекция основана на более сложном анализе измерений скорости для того, чтобы включить результат данного анализа в набор измерений локальной объемной доли посредством фиктивной точки, которая уточнит этот набор значений. Также можно проделать обратную процедуру и проанализировать набор измерений объемных долей для того, чтобы включить фиктивное измерение скорости, которое уточнит результат анализа набора значений скорости.

Пример такой усовершенствованной коррекции можно видеть на фигурах 3а и 3b. Предполагается, что имеет место двухфазный расслоенный поток нефть/вода (стационарный), и при этом скорости воды и нефти приблизительно одинаковы. На фигуре 3а зонды объемных долей фаз и датчики скорости не совмещены по вертикальному диаметру поперечного сечения скважины, а расположены крестообразно, причем датчики объемных долей фаз, пронумерованные от 0 до 3, расположены с левой стороны скважины, а датчики скорости, пронумерованные от 4 до 7, находятся с правой стороны. Как показано на фигуре 3b, набор измерений объемных долей фаз применяется для улучшения набора измерений скорости. Датчик 2 объемных долей фаз показывает объемную долю воды 60%. Это означает, что данный датчик находится в границе поверхности раздела нефть/вода. Однако датчики скорости не видят этой поверхности раздела, так как они расположены в нефти или в воде. Следовательно, используя измерения объемных долей фаз, дающие положение поверхности раздела, можно включить эту информацию в измерения скорости. Это можно проделать добавлением виртуальных точек скорости непосредственно выше и ниже поверхности раздела соответственно, ближе к более верхней реально измеренной точке 6 и более низкой реально измеренной точке 5.

Если выбрана модель двухфазного потока жидкость/газ в приблизительно горизонтальной скважине (90° отклонения, например), возможно, что датчики объемных долей фаз не обнаруживают какого-либо газа, потому что последний течет в самой верхней части поперечного сечения скважины. Если самый верхний датчик скорости расположен выше самого верхнего датчика объемных долей фаз, то датчик скорости может зафиксировать увеличение скорости. Этот признак означает присутствие газа, в то время как неисправленный профиль интерполяции объемных долей фаз игнорировал бы его присутствие. Следовательно, можно добавить виртуальный датчик объемных долей газа в ту же позицию, что и самый верхний датчик скорости, и его измеренное значение можно установить, как если бы он обнаружил 100% газа (существование расслоенного потока справедливо при 90° отклонении и для данных скоростей потоков).

Важно отметить, что этап коррекций может содержать одну, несколько или все из данных процедур коррекций. Более того, эти коррекции можно одинаково проводить каждую после другой в любом порядке, или также можно включить между ними выбор модели потока, что позволит интерполировать эти наборы измерений.

Модель потока является комбинацией заданного профиля локальных объемных долей фаз и профиля скорости, которые соответствуют определенной форме потока. Различные модели потока были разработаны для того, чтобы описать любой тип потока, который может встречаться в скважине.

Примеры моделей потока известны.

Модель Пуазейля, представленная на фигуре 8, является классической моделью, описывающей ламинарный монофазный поток в цилиндрической вертикальной трубе. Данная модель описывает измерения скорости однонаправленной биномиальной функцией радиуса. Измерения объемных долей фаз являются несущественными. Однако данную модель нельзя применять во многих случаях, касающихся эффлюента скважины, так как скорости обычно слишком высоки для того, чтобы течение оставалось ламинарным, и поток в большинстве случаев является турбулентным.

Другая модель была предложена в патентной заявке EP 0519809 и описывает сегрегированный поток нефть/вода. В этой модели скорости нефти и воды предполагаются близкими. Эта модель основана на предположении, что скорость нефти и скорость воды являются постоянными. Это может быть изображено, как показано на фиг. 9.

V₀ и V_w представляют соответственно скорость нефти и скорость воды через сечение S цилиндрической трубы. H_w и H₀ представляют соответственно объемную фракцию воды и объемную фракцию нефти в измеренном поперечном сечении. S_w и S₀ представляют соответственно поверхность трубы, покрытую нефтью в поперечном сечении, и поверхность трубы, покрытую водой в упомянутом поперечном сечении.

Выбор модели потока может быть сделан или специалистом, который ответственен за функционирование способа согласно изобретению или работу автоматической системы регулирования. В случае "ручного" решения оно принимается специалистом, который курирует способ согласно изобретению и который выбирает данную модель потока согласно его собственным знаниям о потоке эффлюента, уклона скважины... В случае автоматического выбора модели потока автоматика будет проверять несколько предварительно установленных критериев, для того чтобы решить, какая модель потока будет применена. Например, автоматика будет проверять, является ли поток потоком нефть/вода или нет: если электрические зонды обнаруживают нефть и воду, а оптические зонды не обнаруживают газ, данный поток является двухфазным потоком нефть/вода. Затем автоматика проверит, является ли поток расслоенным или нет: если уклон близок к горизонтальному, а измеренные скорости все ниже максимального значения (например, 2 м/сек в трубе с диаметром 15,24 см (6 дюймов)), поток может расслоиться. Другим критерием для применения модели расслоенного потока может быть уклон, близкий к горизонтальному, причем все зонды за исключением одного показывают объемную долю воды 1 или 0. В случае, если автоматика признает поток нефть/вода, как расслоенный, она применит, например, модель потока, описанную в патенте EP 0519809.

Согласно способу изобретения этап определения модели потока может быть проведен перед любой коррекцией измерений, между двумя коррекциями и после полного завершения этапа коррекций. Однако, если модель потока была выбрана до любой коррекции, или если другие коррекции были сделаны на основании измерений после выбора упомянутой модели потока, может быть полезным проверить, является ли еще модель потока пригодной. Кроме того, если эта модель была изменена, может оказаться полезным проверить, являются ли все проведенные коррекции все еще согласованными. Другими словами, этап коррекций и выбор модели потока могут быть проведены многократно, пока измерения объемной доли и измерения скорости не подойдут к последней выбранной модели потока.

После завершения этапа коррекций и выбора модели потока измерения локальной скорости и объемных долей должны быть интерполированы. В действительности эти измерения необязательно точно соответствуют входным данным, необходимым для выбора модели потока. Следовательно, необходима стадия перехода, чтобы перевести эти локальные измерения в приемлемый для ввода информации формат. Это может быть сделано простым изменением единицы измерения, но это также может быть изменением физической природы данных. Например, в двухфазном потоке жидкость/газ, находящемся в скважине с уклоном, измерения локальной скорости представляют скорость смеси. Таким образом, это и не скорость жидкости, и не скорость газа. Этап интерполяции можно применить к скорости локальной смеси, из которой может быть впоследствии выведен профиль скорости жидкости и профиль скорости газа. Однако возможно также интерполировать локальные скорости жидкости, с одной стороны, и интерполировать локальные скорости газа, с другой стороны. В этом случае необходимо установить локальные скорости жидкости и газа, до того как будет завершен этап интерполяции с обоими этими измерениями. Фактически, модель второго приближения должна быть применена, чтобы рассчитать эти локальные скорости из измеренных скоростей смеси. Может быть применена любая известная модель, которая подходит для данного типа эффлюента. Таким образом, этап интерполяции завершается для измерений скорости и измерений объемных долей фаз согласно выбранной модели потока. Пример, представленный на фигуре 4, показывает результат этапа интерполяции с применением модели потока, основанной на способе наименьших квадратов, для четырех локальных измерений объемной доли воды, полученных в трубе с диаметром 20,32 см (8 дюймов).

Результат этапа интерполяции даст набор профилей. Для трехфазного эффлюента такими профилями будут являться профиль объемной доли воды, профиль объемной доли нефти, профиль объемной доли газа, профиль скорости воды, профиль скорости нефти и профиль скорости газа.

Последним этапом способа согласно изобретению является расчет относительных объемных скоростей потока фаз интегрированием упомянутых объемных долей и/или профилей скорости по упомянутому сечению скважины на глубине, где локальные измерения были произведены.

Эта интерполяция достигается согласно следующей формуле:

где z - координата вдоль оси скважины (глубина измерений), S -данная площадь поперечного сечения, v_i - профиль скорости фазы i (i = w, o или g) и h_i - профиль объемной доли фазы i (i=w, o или g). Таким образом, видно, что на этой стадии очень важна информация, касающаяся геометрии скважины, для того чтобы рассчитать площадь поперечного сечения скважины на любой глубине. Такого рода информация будет получена с помощью известного скважинного устройства.

Если оба профиля h_i и v_i являются функцией только одной переменной x (то есть, когда поток эффлюента находится в отклоненной, но круглой скважине), то расчет преобразуется в

где D - диаметр скважины, v_i - профиль скорости фазы i (i=w, o или g), h_i - профиль объемной доли фазы i (i=w, o или g) и y(x) - ширина скважины, перпендикулярная оси x в позиции x.

Если оба профиля h_i и v_i однородны, то расчет преобразуется в

Q_i(z)=Vi(z)·Hi(z)·S(z)

где Vi(z) - однородное значение v_i на глубине z, Hi(z) - однородное значение h_i на глубине z, S(z) - площадь поперечного сечения скважины на глубине z.

Таким образом, способ согласно изобретению позволяет рассчитать относительные объемные скорости потока каждой фазы эффлюента из измерений локальных объемных долей и скорости, которые были получены в скважине на заданной глубине. Повторное применение данного способа на любой глубине скважины, где были проведены локальные измерения, даст картину характеристик потока эффлюента. Это даст возможность управлять производительностью упомянутой скважины, концентрируясь на определенных зонах и уменьшая производительность некоторых других.

На фигуре 5 изображена схематическая диаграмма примера блок-схемы реализации способа согласно изобретению. Прямоугольники представляют различные этапы способа согласно изобретению. Из данного примера способа изобретения можно видеть, что коррекция систематических погрешностей производится до выбора модели потока. Кроме того, коррекции, которые были проведены после выбора модели потока, могут привести к новому выбору упомянутой модели, как упомянуто ранее.

В настоящее время способ согласно изобретению был проверен на наборе некоторых данных. Условия потока трехфазного эффлюента известны и являются следующими: внутренний диаметр трубы - шесть футов, наклон трубы 88°, объемная скорость воды - 10 м³/час, объемная скорость нефти - 10 м³/час и объемная скорость газа - 6,9 м³/час. Перед проведением любого измерения условия потока должны быть стационарными и устойчивыми. Однако режим потока при таких условиях является нестационарным: длительное барботирование потока газа через частично разделенный поток нефть/вода.

Измерительное устройство имеет пять датчиков скорости (мини-расходомеры), расположенных на известных позициях вдоль вертикального диаметра трубы. Аналогично шесть оптических датчиков и шесть электрических датчиков измеряют соответственно воду в потоке и газ в потоке через трубу.

Данные, использованные в этом примере, являются данными, полученными вышеперечисленными датчиками, в среднем, за период времени около одной минуты с применением некоторых дополнительных параметров (реология флюидов, положение датчиков,...).

Выбор модели потока является выбором пользователя настоящей заявки. Фигуры от 6а до 6с и от 7а до 7с описывают последовательные этапы, которые приводят к относительным объемным скоростям потока.

На фигуре 6а представлены величины объемных долей фаз , которые были получены шестью электрическими зондами, и величины объемных долей ▵, которые были получены с помощью оптических датчиков. На фигуре 6b представлены интерполированные профили, которые были получены с применением способа согласно изобретению как для объемной доли воды (кривая A), так и для объемной доли газа (кривая B). Модель потока, которая была выбрана для осуществления способа согласно изобретению, является моделью, основанной на методе наименьших квадратов. На фиг. 6с дополнительно показан профиль объемной доли (кривая С), который был получен простым вычитанием двух других профилей.

На фигуре 7а представлены измеренные локальные скорости смеси, которые были выведены из скоростей вращения пяти расходомеров (принимая в расчет калибровку этих расходомеров). На фигуре 7b показана кривая, соответствующая профилю скорости газа, которая была выведена согласно способу в соответствии с изобретением, используя интерполированный профиль объемной доли газа, и скорости проскока газ/жидкость, полученной с помощью модели проскока. На фигуре 7с дополнительно представлены профили скорости нефти и воды соответственно (кривые С и А), которые были определены согласно способу изобретения с применением профиля скорости жидкости (рассчитанного с помощью интерполированных профилей объемных долей нефти и воды), модели проскока и скорости проскока нефть/вода. Последний этап способа дает объемные скорости фаз, полученные на основании этих профилей: Qw=9,64 м³/час, Qo=9,92 м³/час, Qg=6,52 м³/час. Эти значения показывают, что способ согласно изобретению может дать весьма удовлетворительные результаты, используя данные, измеренные в трехфазном потоке.

Таким образом, способ изобретения приводит к профилю объемной доли и к профилю скорости для каждой фазы эффлюента, протекающего в скважине, причем упомянутый профиль близок насколько возможно к реальным условиям потока: в действительности, большинство факторов, которые могут исказить локальные измерения, тщательно определяются и корректируются, чтобы все эти измерения были согласованы друг с другом.

Изобретение относится к эксплуатации нефтяной скважины и предназначено для интерпретации данных, измеренных в скважине. Техническим результатом изобретения является обеспечение определения объемных долей и/или скоростей потоков фаз многофазного эффлюента, текущего в скважине с учетом фактора, относящегося к измерениям или условиям потока, который может изменять или нарушать локальные измерения. Способ содержит этап получения локальных объемных долей и/или скоростей упомянутых фаз через сечение скважины на определенной глубине, этап коррекции измерений локальной объемной доли и/или скорости для обеспечения их согласованности между собой и/или с условиями потока эффлюента, этап автоматического выбора подходящей модели потока, математически отображающей поток эффлюента анализом набора измерений объемных долей и/или скоростей, этап интерполяции измерений локальной объемной доли и/или измерений локальной скорости выбранной модели потока для получения профиля объемной доли и/или профиля скорости, по меньшей мере, для одной фазы эффлюента через сечение скважины на упомянутой глубине и расчет относительных объемных скоростей потока, по меньшей мере, одной фазы интегрированием профилей объемной доли и/или скорости по сечению скважины на глубине. 9 з.п. ф-лы, 16 ил.

1. Способ определения относительных объемных скоростей потока, по меньшей мере, одной из фаз многофазного эффлюента, текущего в скважине, содержащий этап измерения локальных объемных долей и/или скоростей упомянутых фаз через сечение скважины на определенной глубине с помощью локальных датчиков, расположенных в различных позициях поперечного сечения скважины, отличающийся тем, что упомянутый способ дополнительно содержит этапы коррекции измерений упомянутой локальной объемной доли и/или скорости для обеспечения их совместимости между собой и/или с условиями потока эффлюента, выбора подходящей модели потока по заданным профилям локальных объемных долей фаз и скорости, математически отображающей поток эффлюента, при этом выбор подходящей модели потока производится автоматически анализом набора измерений объемных долей и/или скорости, проверки согласованности измерений локальной объемной доли между собой и/или согласованности измерений локальной скорости между собой, проверки взаимной согласованности между измерениями локальной объемной доли и локальной скорости, уточнения измерений локальной объемной доли и измерений локальной скорости благодаря результату анализа измерений локальной скорости и измерений локальной объемной доли соответственно, переработки предыдущих этапов, пока измерения локальной объемной доли и/или скорости не подойдут выбранной модели потока, изменением расположения локальных датчиков измерения локальной объемной доли и/или локальной скорости путем их вертикального перераспределения или крестообразного расположения с учетом измерений скорости кабеля, направления и диаметра скважины, а также реологических параметров флюидов, и интерполяцию измерений упомянутых локальных объемных долей и/или измерений упомянутой локальной скорости выбранной модели потока, в результате которой получают профиль объемной доли и/или профиля скорости, по меньшей мере, для одной фазы эффлюента через упомянутое сечение скважины на упомянутой глубине;

- расчет относительных объемных скоростей потока упомянутой, по меньшей мере, одной фазы интегрированием профилей упомянутых объемной доли и/или скорости по упомянутому сечению скважины на упомянутой глубине для управления производительностью скважины путем концентрации на определенных зонах и уменьшения производительности других зон.