РАСПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТАВА В РЕЖИМЕ ОНЛАЙН Российский патент 2009 года по МПК E21B47/10 G01F1/74 G05D11/02 

Область техники

Изобретение относится к системам добычи нефти и/или газа. В частности, изобретение относится к идентификации того, как много каждый источник, такой как отдельная буровая скважина или продуктивная зона, вносит в общий поток из источников.

Предыдущий уровень техники

Источником в системе добычи нефти и/или газа может быть, например, буровая скважина, зона добычи, зона резервуара или резервуар. Поток из каждого источника является обычно многофазным потоком, включающим в себя состав из компонентов, относящихся к нефти и газу, рассолам, металлам, воде и так далее. Поток может быть определен как массовый поток или объемный поток. Обычно, трубопроводы от множества источников с помощью какого-либо средства подсоединены к одному трубопроводу. В случае добычи нефти и газа из морского месторождения это может быть стояк, который подводит общий поток к эксплуатационному оборудованию на поверхности моря. Примером такого эксплуатационного оборудования служат добывающая платформа, добывающее судно или береговое добывающее оборудование. Это означает, что потоки из разных источников смешиваются перед тем, как они поступают в эксплуатационное оборудование. Следовательно, распределение расходов потоков на каждый источник является главной задачей.

Известный уровень техники показывает, что непосредственные измерения расходов потоков в многофазных потоках возможны с использованием измерителей многофазных потоков. Как уже было упомянуто, потоки из нескольких источников часто смешиваются в одном стояке, поэтому для непосредственного измерения расходов из каждого источника, для примера одного, требуется измеритель многофазного потока, связанный с каждым из них.

Существует известный уровень техники в области анализа нефтяных и газовых составов для многофазного флюида. Патент США 5166747 описывает устройство для анализа состава пластовых флюидов в стволе скважины. Устройство различает пластовые флюиды и буровой раствор. Устройство использует абсорбционную спектральную информацию для определения состава флюида.

Европейский патент 859236 раскрывает способ для выделения, по меньшей мере, одного компонента из сырой нефти, которая протекает через трубопровод, а затем через сепаратор. Способ включает в себя этап анализа пробы сырой нефти до того, как она поступит в трубопровод, для получения аналитического результата до того, как сырая нефть, из которой была взята проба, поступит на сепаратор.

В Международной публикации WO 9414060 описан анализатор состава для определения состава и расхода потока многокомпонентного многофазного флюида, содержащего газ. Анализатор содержит трубопровод для получения потока многокомпонентного и многофазного флюида. Секция трубопровода нагревается. Анализатор содержит средство для измерения температуры, давления и расхода флюида в точке непосредственно в, выше и ниже по течению относительно нагреваемой секции трубопровода. Результаты измерений посылаются в программируемое логическое вычислительное устройство, которое запрограммировано для использования уравнений термодинамики и состояния газа для расчета состава флюида и расходов потоков составов флюидов.

Одним из способов распределения расходов на источники является применение компьютерного моделирования для определения расходов потоков, которое дает наиболее возможное приближение к измеряемым параметрам потока, таким как давление и температура. Такие параметры могут быть получены для каждого источника или трубопровода, транспортирующего флюид от источника. Оставшаяся проблема состоит в том, что успех применения данного способа зависит от наличия результатов предварительно сделанных измерений, а также от того, насколько достоверными являются модели и компьютерное моделирование. Проблема состоит в том, что упомянутые измерения зачастую являются недоступными по причине высокой стоимости. Другая проблема состоит в том, что если такое измерительное оборудование имеется, но вышло из строя, то его ремонт может иметь высокую стоимость из-за того, что оно располагается под поверхностью моря или даже в нисходящей скважине. Даже если такое оборудование отремонтировано или заменено, остается проблема оценки или расчета потока из источников, в то время как результаты измерений являются недоступными.

Известно, что флюиды, добываемые из разных источников, обычно имеют немного различающиеся составы. Смесь определенной нефти, газа и воды является примером флюида. Флюиды, полученные из разных источников добычи, состоят, главным образом, из одних и тех же компонентов, но, обычно, их концентрации немного различаются от одного источника к другому. Публикация «Описание месторождения Большой Бурган: использование геохимии и идентификация нефти»; «Characterizing the Greater Burgan Field: Use of Geochemistry and Oil Fingerprinting»; SPE 37803, опубликован Society of Petroleum Engineers, Inc. в 1997 г., описывает, что идентификационные характеристики нефти определяются для разрабатываемых резервуаров и используются для идентификации буровых скважин со смешанной добычей из-за механических проблем ствола скважины.

Еще одна проблема состоит в том, что возросшая потребность в улучшенной надежности и устойчивости распределения потока реализована в существующих установках, в которых возможны оперативные измерения потоков из отдельных источников. Например, существует необходимость в продолжении выполнения распределения потока, в то время, как такие измерения в режиме онлайн являются недоступными из-за отказа оборудования или связи.

Сущность изобретения

Обозначенные выше проблемы так же, как и другие проблемы, решаются настоящим изобретением, описанным ниже.

Целью изобретения является обеспечение способа распределения потока обратно на множество источников в системе добычи нефти и/или газа, который является независимым от оперативных измерений, проведенных в источниках или близко к источникам.

Целью изобретения является обеспечение способа, в котором смешанный поток из, по меньшей мере, одной фазы измеряется в режиме онлайн в или после трубопровода, по которому транспортируется смешанный поток из, по меньшей мере, одной фазы. Дополнительно, способ включает в себя то, что состав регистрируемых компонентов флюида, по меньшей мере, одной фазы смешанного потока анализируется в режиме онлайн с помощью анализирующего устройства, которое может быть любым из устройств, которые неявно или явно определяют концентрацию компонентов флюида. Способ также включает в себя то, что измеренный расход смешанного потока и проанализированный состав делается доступным вычислительному устройству. Вычислительное устройство рассчитывает поток из каждого источника с помощью алгоритма распределения. Алгоритм распределения использует измеренный смешанный поток и проанализированный состав. Дополнительно, способ включает в себя то, что алгоритм распределения использует состав из, по меньшей мере, одной фазы, связанный с каждым из привлеченных источников. В способе состав из, по меньшей мере, одной фазы каждого источника устанавливается до выполнения в режиме онлайн измерения, оперативного анализа и оперативного расчета. Состав из, по меньшей мере, одной фазы, связанный с каждым из вовлеченных источников, может быть установлен с использованием технологий известного уровня техники, основанного, например, на испытаниях одиночной скважины.

Под словом «онлайн» понимается то, что измерения, соответствующий анализ и расчеты выполняются во время нормальной добычи в системе добычи и, кроме того, что измерения, так же как и пробы флюида для анализа, осуществляются в режиме онлайн из смешанного потока. Проба флюида, использующаяся в анализе в режиме онлайн, берется в любой точке системы добычи, где потоки из всех привлеченных источников находятся в одной смеси, например в конце стояка. По меньшей мере, одна фаза может быть газовой фазой, нефтяной фазой или водной фазой или любой комбинацией упомянутых фаз.

Важным и особенно полезным признаком изобретения является то, что оно делает возможным оперативное распределение потоков обратно на источники, где для этого достаточно только одного анализа в режиме онлайн состава из, по меньшей мере, одной фазы смешанного потока и только одного измерения потока.

Важным преимуществом изобретения является то, что оно обеспечивает распределение потока без установки оборудования для измерения параметров потока, таких как расход, температура или давление, в или близко к источнику. Таким образом, изобретение уменьшает стоимость системы добычи нефти. Такое оборудование может быть установлено, несмотря на стоимость, но в этом случае изобретение обеспечивает то, что распределение потоков выполняется, даже если связь с таким оборудованием отсутствует или связь с поверхностью нарушена.

Другим преимуществом изобретения является то, что способ для оперативного распределения основан на использовании измерений, полученных от оборудования, которое является менее дорогим в обслуживании и ремонте по сравнению с оборудованием, необходимым для способов известного уровня техники. Изобретение является особенно полезным в системе добычи нефти и/или газа из морского месторождения, поскольку изобретение позволяет то, что все измерения в режиме онлайн, предназначенные для распределения потока, выполняются над уровнем моря или близко к нему. Это означает, что по сравнению с методами распределения из известного уровня техники, которые зависят от оборудования для проведения измерений, расположенного под водой, в устье скважины или в самой скважине, изобретение раскрывает, что оборудование, необходимое для оперативных измерений, может быть установлено на поверхности, что в свою очередь обеспечивает менее дорогое обслуживание и более быстрый ремонт.

Другим преимуществом изобретения является то, что в случае если измерение смешанного потока является недоступным и единственным доступным измерением является анализ в режиме онлайн состава из, по меньшей мере, одной фазы смешанного потока, изобретение все еще позволяет осуществить распределение относительных потоков обратно на источники.

Другой целью изобретения является обеспечение системы для распределения потока обратно на множество источников в системе добычи нефти и/или газа. Система содержит измерительное устройство, которое многократно измеряет расход смешанного потока из, по меньшей мере, одной фазы, при этом измерения выполняются в или после трубопровода. Система дополнительно содержит анализирующее устройство, которое многократно анализирует состав из, по меньшей мере, одной фазы смешанного потока. В устройство подаются пробы флюида из смешанного потока. Система дополнительно содержит вычислительное устройство, в котором поток из каждого источника многократно рассчитывается при помощи упомянутого алгоритма распределения.

Другой целью изобретения является обеспечение компьютерной программы, включающей в себя средство программного кода, загружаемое в ЦПУ вычислительного устройства. Компьютерная программа может выполнять любой из этапов описанного выше способа.

Другой целью изобретения является обеспечение компьютерного программного продукта, хранимого на компьютерно читаемом носителе, содержащего средство программного кода, загружаемое в ЦПУ упомянутого вычислительного устройства. Компьютерный программный продукт способен выполнять любой из этапов в соответствии с описанным выше способом.

Краткое описание чертежей

Настоящее изобретение будет описано более детально в связи с приложенными схематическими чертежами.

Фиг.1 показывает общий вид системы добычи нефти и/или газа. Система добычи нефти и/или газа в примере является системой добычи из морского месторождения.

Фиг.2 показывает принципиальный общий вид множества многофазных потоков, смешанных в один поток.

Фиг.3 показывает общий вид способа в соответствии с изобретением.

Фиг.4 схематически показывает систему в соответствии с изобретением.

Подробное описание изобретения

Фиг.1 показывает общий вид системы 1 добычи нефти и/или газа. Фиг.1 показывает пример системы добычи нефти и/или газа из морского месторождения. Система по добыче нефти и/или газа содержит множество источников. Фиг.1 показывает систему добычи, содержащую поток, такой как многофазный поток, из множества источников, обозначенных как 2 и 3. Общий поток из потоков источников смешивается в средстве транспортировки, таком как трубопровод 4. Одним из типов трубопровода в случае системы добычи из морского месторождения является стояк. Источники 2 и 3 могут, например, быть скважинами, продуктивными зонами, пластовыми зонами или коллекторами. Изобретение относится к выполнению распределения потока в режиме онлайн обратно на множество источников в системе добычи нефти и/или газа. Система добычи из морского месторождения может содержать надводный (бортовой) сепаратор 5. Расположение устройства 8 измерения потока и анализатора 7, функционирующего в режиме онлайн, является символическим и не ограничено расположением после сепаратора 5 или конкретного выпускного отверстия сепаратора.

Фиг.2 показывает схематический общий вид источников, потоков и составов в системе добычи. Смешанный поток m_T 20 является смесью потока m₁, …,m_k 22b-24b из каждого источника 22a-24a. Смешанный поток является потоком из, по меньшей мере, одной фазы из каждого из источников. Следовательно, смешанный поток может быть подмножеством общего потока в трубопроводе 4. Источники могут быть источниками 2 и 3, показанными на Фиг.1. Поток из каждого источника посредством изобретения распределяется, например, как массовый поток или как объемный поток. Изобретение делает возможным распределение в режиме онлайн при помощи соответствующего устройства для установления состава C_T смешанного потока 20. Распределение основывается на измерении в любой точке системы добычи, где потоки из всех вовлеченных источников являются одной смесью. Такая точка для измерения может быть, например, на конце стояка, в сепараторе или на выпускном отверстии сепаратора. Такой оперативный анализатор символически изображен как 7 на Фиг.1. Могут быть использованы любое устройство или способ измерения, которые явно или неявно определяют состав регистрируемых компонентов флюида. Анализируется концентрация регистрируемых компонентов флюида, таких как углеводородный состав нефтяной фазы или концентрация солей в водной фазе или любой комбинации фаз. Еще раз следует отметить, что в этом контексте флюид может содержать одну или несколько фаз. Если рассматривается одна или множество фаз флюида, то это может быть определено как еще один флюид. Анализирующее устройство может быть хроматографом, устройством, использующим ближнюю часть инфракрасной области спектра, масс-спектрометром или устройством, использующим флуоресценцию в ультрафиолетовой области спектра.

В системе добычи нефти и/или газа каждый источник 22a-24a обычно имеет свои собственные отличительные сигнатуры концентраций. Каждый источник вносит свой вклад в смешанный поток, который не может быть связан с любыми другими источниками. Способ, основанный на изобретении для распределения в режиме онлайн, использует эту сигнатуру вместе с описанными ниже алгоритмами. Является возможным воздействовать на эти сигнатуры или концентрации, например, путем введения флюидов, таких как метанол или транспортирующий газ, в точках, где потоки еще не смешаны. Это делает различение состава потоков между источниками довольно простым. Способ, основанный на изобретении, включает в себя то, что, по меньшей мере, части состава флюида, исходящего из каждого источника, устанавливаются и ассоциируются с каждым источником 22a-24a. Под составом обычно понимается углеводородный состав и/или состав из неорганических компонентов. Примеры измерений и аналитические способы для установления состава для одного источника были обсуждены в разделе, посвященном известному уровню техники. Установление состава может включать в себя использование измерительного оборудования, которое временно или постоянно размещено в скважине, в устье скважины или в забое скважины. Установление состава флюида из источника может также включать в себя то, что из источника берется набор проб. Другой возможностью является установление состава непосредственно из состава смешанного потока, которое может быть выполнено, если известен расход из каждой вовлеченной скважины в некоторые моменты времени и состав смешанного потока измерен в эти же самые моменты времени. Еще одной возможностью является регулировка состава с использованием других измеренных параметров флюида и модели флюида. Любые из упомянутого выше или другие способы известного уровня техники могут быть использованы для установления состава из, по меньшей мере, одной фазы потока из каждого вовлеченного источника. В результате каждый источник получает свой собственный вектор состава c₁, …,c_k, который содержит относительную величину каждого компонента, ассоциированного с этим источником. Опять следует отметить, что флюид может состоять из любого набора фаз из фаз, которые содержат поток. Фаза, например, может быть нефтяной фазой, газовой фазой или водной фазой потока. Векторы составов обычно линейно независимы. Является предпочтительным принять, что векторы составов являются постоянными для заданного периода времени.

Фиг.3 показывает общий вид способа в соответствии с изобретением.

Способ включает в себя многократное измерение 30 расхода смешанного потока из, по меньшей мере, одной фазы. Термин «многократно» означает, что этап измерения и другие этапы способа выполняются многократно обычно через постоянный интервал времени. Примером такого подходящего интервала является 1 час. «Многократно» также означает, что другие этапы способа выполняются до того, как этап измерений будет повторен. Не должно создать помех и то, что в альтернативном варианте осуществления измерения смешанного потока могут выполняться непрерывно на протяжении этапа измерений. Расход смешанного потока m_T 20 из, по меньшей мере, одной фазы, например, водной фазы, нефтяной фазы, газовой фазы или комбинации измеряется в режиме онлайн. Другими словами, под смешанным потоком имеется в виду сумма расходов потоков из каждого вовлеченного источника 22a-24a, источник₁, …, источник_k. Если измерения расхода потока недоступны, то способ, основанный на изобретении, не способен распределить расходы потоков в абсолютных числах, но при этом он способен распределить на источники относительные расходы потоков. В случае варианта осуществления в системе добычи из морского месторождения можно измерить смешанный расход в стояке. Альтернативный вариант осуществления в системе добычи из морского месторождения может включать в себя то, что смешанный поток соответствует газовой фазе и измеряется на выпускном отверстии надводного (бортового) сепаратора 5.

Способ в соответствии с заявленным изобретением дополнительно включает в себя то, что состав c_T 25 расхода смешанного потока 20 из, по меньшей мере, одной фазы многократно анализируется 31 в режиме онлайн. Проба флюида берется в любой точке системы добычи, где потоки из всех вовлеченных источников находятся в одной смеси, например, на конце стояка. По меньшей мере, одна фаза, анализируемая в режиме онлайн, соответствует, по меньшей мере, одной фазе, предварительно ассоциированной с каждым из вовлеченных источников 22a-24a. Дополнительно, точно так же, по меньшей мере, одна фаза анализируется, как и измеряется смешанный поток на этапе измерения. Анализ может быть выполнен несколько раз, каждый раз, когда осуществляется этап анализа. Так же как и этап измерения, этап анализа выполняется многократно. Состав обычно содержит углеводороды и/или неорганический состав. Компоненты на этапе анализа могут быть подмножеством компонентов из, по меньшей мере, одной фазы, таким как самые тяжелые компоненты в нефтяной фазе или самые легкие компоненты в газовой фазе. Предпочтительно использовать оборудование, проверенное в анализе состава, такое, как описанное выше анализирующее устройство 7. Анализ в режиме онлайн и указанный выше автономный анализ по установлению состава, ассоциированного с каждым источником, могут быть выполненными очень хорошо с использованием того же анализирующего устройства.

Способ в соответствии с изобретением дополнительно включает в себя то, что к измеренному потоку и проанализированному составу осуществляется доступ 32, и они делаются доступными вычислительному устройству 9. Примерами такого вычислительного устройства является рабочая станция, персональный компьютер (ПК), программируемый логический контроллер (ПЛК), портативный компьютер, система управления производственным процессом, анализатор, измерительное устройство или специализированное устройство. Для выполнения расчетов наиболее эффективным способом расчеты и алгоритмы могут осуществляться на любом количестве устройств. Является предпочтительным, что измерения и/или результаты анализа автоматически посылаются в такое устройство или устройства с помощью некоторого средства связи, например, с помощью промышленной сети связи Fieldbus.

Способ в соответствии с изобретением дополнительно включает в себя то, что вычислительное устройство рассчитывает поток из каждого источника с помощью алгоритма распределения на этапе 33 расчета. Так же как этап измерений и этап анализа, этап расчета выполняется многократно. Основные принципы алгоритма расчета описаны ниже. В дальнейшем не будет делаться различия между рассмотрением смешанного потока из одной или более его фаз или смешанного потока из всех фаз.

Как упоминалось, Фиг.2 показывает общий вид вовлеченных векторов, используемых на этапе расчета в способе, основанном на изобретении. Фиг.2 показывает составы

c₁, …,c_k и c_T.

Как было показано ранее, c₁, …,c_k обычно устанавливаются автономно. c₁, …,c_k являются составами, ассоциированными с каждым из отдельных источников, источник₁, …, источник_k. c_T является вектором состава или концентрации для смешанного потока. Состав в варианте осуществления изобретения анализируется многократно во время добычи в режиме онлайн. Приведенное выше и последующее описания измерения состава являются символическими и должны рассматриваться как пример, и не должны ограничивать объем изобретения. Может быть, например, что один или множество компонентов измеряются, и отношения с другими составами рассчитываются из таких измерений.

Расход потока может быть, например, измерен и выражен как массовый расход или объемный расход. Расход 20 смешанного потока в одной или более своих фазах, m_T, как упоминалось ранее, должен быть измерен, тогда как соответствующие расходы потоков из упомянутых одной или более фаз из каждого источника 22b-24b, m₁, …,m_k, являются неизвестными расходами потоков, которые должны быть рассчитаны с помощью алгоритма распределения. Если расход смешанного потока всех фаз не измерен и, напротив, расход потока для одной или множества фаз измерен, то расход потока для одной или множества фаз, соответствующего каждому отдельному источнику, рассчитывается на этапе расчета.

Ниже приведен схематический общий вид матриц, использующихся на этапе 33 вычисления, который распределяет поток на множество источников 22a-24a. Матрица C состава является матрицей, в которой вектора составов c₁, …,c_k являются столбцами.

C=[c₁, …,c_k].

Пусть m определяет вектор расходов потоков из отдельных источников

m=[m₁, …,m_k]^T.

Верхний индекс T означает транспонирование вектора. Вследствие сохранения массы расходы потоков и составы удовлетворяют следующему матричному уравнению

Cm=m_Tc_T.

Пусть w будет вектором, состоящим из соответствующих расходов потоков из каждого источника

W=[w₁, …,w_k]^T, где w_i=m_i/m_T, i=1, …,k.

Матричное уравнение для сохранения масс каждого компонента тогда читается как

Cw=c_T.

Перед решением этой системы уравнений является полезным исключить уравнения, которые не дают существенной информации о реальном источнике расходов потоков или другим образом предварительно обработать систему уравнений. Целью такой предварительной обработки является минимизация эффектов от ошибок измерения. Предварительная обработка может, например, привлекать статистические и математические методы, основанные на опыте решения, или решения, основанные на производительности устройства, обеспечивающего расчеты. Примерами подходящих статистических и математических методов являются многомерный анализ (ММА) и линейный анализ. Окончательное множество уравнений может быть решено разными способами. В одном из вариантов осуществления используется метод наименьших квадратов.

Готовая матрица C не является вырожденной, что удовлетворяется, если ее столбцы являются линейно независимыми, неизвестный вектор w рассчитан. Когда вектор w определен, массовая доля или объемная доля (какая из них является значимой), получаемая из каждого источника, известна и, если расход 20 смешанного потока, m_T, измерен, отдельные расходы потоков [m_l, …,m_k] рассчитываются непосредственно из определения w_i.

Реализация алгоритма может быть осуществлена на компьютерном языке программирования, таком как C++ или подобном. В случае если, по меньшей мере, часть алгоритма должна выполняться в ПЛК или в промышленном контроллере, подходящим языком программирования для реализации является язык программирования, основанный на стандарте IEC 6-1131, или язык программирования, который является хотя бы частично совместимым со стандартом IEC 6-1131.

Результат вычислений, являющийся расходами потоков, распределенных обратно на каждый источник, временно хранится в памяти вычислительного устройства 9. Результат вычислений может быть представлен на компьютерном экране пользователям, таким как операторы технологического процесса или инженеры-технологи. Расходы потоков, распределенные обратно на каждый источник, обычно хранятся на компьютерно читаемом носителе. Таким компьютерно читаемым носителем может быть жесткий диск, который расположен вблизи системы добычи нефти и/или газа или удален от указанной системы, например, на берегу в случае системы добычи из морского месторождения.

Этапы описанного выше способа могут быть выполнены в последовательности, отличной от последовательности, в которой они описаны.

Система 40, основанная на изобретении, показана на Фиг.4. Система содержит ранее упомянутое измерительное устройство 8. Измерительное устройство измеряет расход смешанного потока из, по меньшей мере, одной фазы. Измерительное устройство может быть расходомером. Оно может также быть многофазным расходомером. Измерения производятся в или после трубопровода. Измерения могут быть произведены до, в или после существующего надводного (бортового) сепаратора. Измерительное устройство может измерять смешанный поток из одной фазы, такой как газовая фаза.

Система 40 в соответствии с изобретением дополнительно содержит ранее упомянутое анализирующее устройство 7, которое анализирует состав из, по меньшей мере, одной фазы смешанного потока 4. В анализирующее устройство 7 подаются пробы флюида смешанного потока. Пробы берутся в или после трубопровода, транспортирующего смешанный поток. Пробы флюида могут браться вручную, автоматически или могут быть взяты путем направления струи смешанного потока в анализирующее устройство.

Система 40 в соответствии с изобретением дополнительно содержит ранее упомянутое вычислительное устройство 9. Вычислительное устройство многократно рассчитывает поток 22b-24b m_l, …,m_k из каждого источника 22a-24a с использованием ранее упомянутого алгоритма распределения.

Компьютерная программа 10 в соответствии с изобретением способна выполнять любой из этапов в соответствии с ранее описанным способом. Компьютерная программа является загружаемой в ЦПУ уже упомянутого вычислительного устройства 9.

Компьютерный программный продукт 10 в соответствии с изобретением сохранен на компьютерно читаемом носителе и содержит средство программного кода, загружаемое в ЦПУ упомянутого вычислительного устройства 9. Компьютерный программный продукт способен выполнять любой из этапов в соответствии с ранее описанным способом.

Следует учитывать, что описанные выше варианты осуществления изобретения являются просто примерами и не должны ограничивать объем изобретения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для анализа нефтяных и газовых составов для многофазного флюида. Техническим результатом изобретения является повышение надежности распределения потоков обратно на скважины или резервуары в системе добычи нефти и/или газа. Способ выполняется в режиме онлайн. Поток из источников транспортируется в виде смешанного потока по одному трубопроводу. В и после трубопровода проводят измерения состава, по меньшей мере, одной фазы смешанного потока. Анализируют его при помощи устройства, которое использует пробы флюида из смешанного потока, и подают результаты измерений в вычислительное устройство, где рассчитывают поток от каждого источника при помощи алгоритма распределения, который использует измеряемый смешанный поток, анализируемый состав и состав из, по меньшей мере, одной фазы, ассоциированный с каждым источником. 4 н. и 20 з.п. ф-лы, 4 ил.

1. Способ распределения потока обратно на множество источников (22а, 23а, 24а) в системе (1) добычи нефти и/или газа, в которой состав из, по меньшей мере, одной фазы каждого из источников (22а, 23а, 24а) известен и ассоциирован с каждым источником, и поток из источников транспортируется в виде смешанного потока (20) по одному трубопроводу (4), при этом упомянутый способ выполняется в режиме онлайн и состоит из этапов, на которых:
измеряют смешанный поток, по меньшей мере, из одной фазы, при этом упомянутые измерения производятся в или после трубопровода (4),
анализируют состав (25), по меньшей мере, из одной фазы смешанного потока (20) при помощи устройства (7), которое использует пробы флюида из смешанного потока (20), которые берутся в или после трубопровода (4),
получают доступ к данным для упомянутого измеряемого смешанного потока (20) и упомянутого анализируемого состава и делают их доступными для вычислительного устройства (9),
рассчитывают в указанном вычислительном устройстве (9) поток (22а, 23а, 24а) от каждого источника (22b, 23b, 24b) при помощи алгоритма распределения, который использует упомянутый измеряемый смешанный поток (20), упомянутый анализируемый состав (25) и упомянутый состав из, по меньшей мере, одной фазы, ассоциированный с каждым источником,
или же если в результате этапа измерения отсутствуют значения смешанного потока, то на этапе расчета вычисляют относительный поток из каждого источника вместо абсолютного потока.

2. Способ по п.1, в котором упомянутое устройство (7) на этапе анализа использует технологию, которая явно или косвенным образом определяет концентрацию регистрируемых компонентов флюида.

3. Способ по п.1 или 2, в котором поток от каждого источника рассчитывается как массовый поток или объемный поток.

4. Способ по п.3, в котором составом из, по меньшей мере, одной фазы являются вектора составов с₁, …,c_k, ассоциированные с источником₁, …, источником_k, вектором состава с_т смешанного потока являются вектора составов, по меньшей мере, одного регистрируемого компонента флюида, и матрицей состава С является матрица, в которой вектора состава c₁, …,c_k являются столбцами, при этом матрица С символически изображается как
С=[с₁, …,c_k].

5. Способ по п.4, в котором измеряемым смешанным потоком является m_т, рассчитываемым потоком из, по меньшей мере, одной фазы от каждого из источника₁, …, источника_k является m₁, …,m_k и m определяет вектор потока из отдельных источников, который символически изображается как
m=[m₁, …,m_k]^T.

6. Способ по п.5, в котором расходы потоков и составы удовлетворяют матричному уравнению
Cm=m_тc_т.

7. Способ по п.6, в котором расходы относительных потоков из каждого источника собраны в вектор
w=[w₁, …,w_k]^T, в котором w_i=m_i/m_T, i=1, …,k и Cw=C_T,
и где каждый из расходов отдельных потоков m₁, …,m_k рассчитывается на основании определения w_i.

8. Способ по п.7, в котором на этапе расчета решают описанную выше систему уравнений.

9. Способ по п.1, в котором система добычи нефти и/или газа является системой добычи нефти и/или газа из морского месторождения, трубопровод является стояком, устройство, используемое на этапе анализа, расположено на поверхности, и источники расположены под водой.

10. Способ по п.1, в котором устройство (7) на этапе анализа является газовым хроматографом, устройством, использующим технологию ближней инфракрасной области спектра, масс-спектрометром, или устройством, использующим флуоресценцию в ультрафиолетовой области спектра.

11. Способ по п.2, в котором компоненты на этапе анализа являются подмножеством компонентов из, по меньшей мере, одной фазы.

12. Способ по п.11, в котором один из компонентов был предварительно инжектирован в источник.

13. Система (40) для распределения потока обратно на множество источников (22а, 23а, 24а) в системе (1) добычи нефти и/или газа, в которой состав из, по меньшей мере, одной фазы из каждого источника известен и ассоциирован с каждым источником, и смешанный поток (20) из источников транспортируется как смешанный поток в одном трубопроводе (4), при этом упомянутая система выполнена с возможностью функционирования в режиме онлайн и содержит:
измерительное устройство (8), которое измеряет смешанный поток (20) из, по меньшей мере, одной фазы, указанные измерения, осуществляемые в или после трубопровода (4),
анализирующее устройство (7), которое анализирует состав из, по меньшей мере, одной фазы, упомянутое устройство (7), в которое подаются пробы флюида смешанного потока (20), которые берутся в или после трубопровода (4),
вычислительное устройство (9), в котором поток (22b, 23b, 24b) из каждого источника (22а, 23а, 24а) рассчитывается при помощи алгоритма распределения, который использует упомянутый измеренный смешанный поток (20), упомянутый проанализированный состав (25) и упомянутый состав из, по меньшей мере, одной фазы, ассоциированный с каждым источником,
или же если результаты измерения измерительным устройством отсутствуют, то вычислительное устройство рассчитывает относительный поток из каждого источника вместо абсолютного потока.

14. Система по п.13, в которой анализирующее устройство (7) использует любую технологию измерения, которая явно или косвенным образом определяет концентрацию регистрируемых компонентов флюида.

15. Система по п.13 или 14, в которой поток от каждого из источников рассчитывается как массовый поток или объемный поток.

16. Система по п.13, в которой составом из, по меньшей мере, одной фазы являются вектора состава с₁, …,c_k, ассоциированные с источником₁, …, источником_k так же, как и вектором состава с_т смешанного потока являются вектора составов, по меньшей мере, одного регистрируемого компонента флюида, и матрицей С состава является матрица, в которой вектора состава с₁, …,c_k являются столбцами, при этом матрица С изображается как
С=[с₁, …,c_k].

17. Система по п.13, в которой измеряемым смешанным потоком является m_т и рассчитываемым потоком из, по меньшей мере, одной фазы от каждого из источник₁, …, источник_k является m₁, …,m_k и m определяет вектор потока из отдельных источников, который символически изображается как
m=[m₁, …,m_k]^Т.

18. Система по п.17, в которой расходы потоков и составы удовлетворяют матричному уравнению
Cm=m_тc_т.

19. Система по п.18, в которой расходы относительных потоков из каждого источника являются
w=[w_i, …,w_k], в котором w_i=m_i/m_T, i=1, …,k и Cw=C_T,
и где каждый из расходов отдельных потоков m₁, …,m_k рассчитывается на основании определения w_i.

20. Система по п.19, в которой на этапе расчета решают описанную выше систему уравнений.

21. Система по п.13, в которой система добычи нефти и/или газа является системой добычи нефти и/или газа из морского месторождения, трубопровод является стояком, устройство, используемое на этапе анализа, расположено на поверхности, и источники расположены под водой.

22. Система по п.13, в которой анализирующее устройство (7) является газовым хроматографом, устройством, которое использует технологию ближней инфракрасной области спектра, масс-спектрометром или устройством, использующим флуоресценцию в ультрафиолетовой области спектра.

23. Компьютерно-читаемый носитель (10), содержащий компьютерный программный продукт, включающий в себя средство программного кода, загружаемое в ЦПУ вычислительного устройства (9), при этом компьютерный программный продукт служит для осуществления способа по одному из пп.1-12.

24. Способ распределения потока обратно на множество источников (22а, 23а, 24а) в системе (1) добычи нефти и/или газа, при этом согласно указанному способу используют систему по одному из пп.13-22 для распределения потока (22b, 23b, 24b) на множество источников (22а, 23а, 24а) в системе (1) добычи нефти и/или газа.
Приоритет по пунктам:

09.05.2003 по пп.1-24.