СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ МУЛЬТИФАЗНОГО ФЛЮИДА В СКВАЖИНЕ Российский патент 2015 года по МПК E21B47/10 G01F1/74 G01F1/86 

Родственные заявки

По настоящей заявке испрашивается приоритет предварительной заявки США №61/233711, поданной 13 августа 2009 г, содержание которой целиком включено в данную заявку путем ссылки.

Область техники

Изобретение относится к добыче скважинного флюида, в частности к способу измерения мультифазного потока флюида с использованием расходомера.

Предшествующий уровень техники

Расходомеры часто используют для измерения потока текучей среды (далее - флюида), получаемой из углеводородной эксплуатационной скважины. Расходомер может быть размещен внизу в эксплуатационной скважине, переходнике или кессоне, используемом вместе с морской скважиной, или в магистральном продуктивном трубопроводе, используемом для раздачи добытых флюидов. Результаты мониторинга флюида, добываемого из скважины, используются при оценке состояния ствола скважины и перспектив продуктивной жизни скважины. В некоторых случаях магистральные трубопроводы могут содержать флюид, добытый из скважин, принадлежащих разным владельцам. Поэтому для должного расчета требуется устройство измерения расхода, отслеживающее вклад в общий поток от каждого владельца.

Добытый флюид может содержать воду и (или) газ, смешанные с жидкими углеводородами. Знание водной фракции желательно для обеспечения доступности к соответствующим средствам отделения воды от добываемого флюида. Кроме того, количество и присутствие газа служит другим индикатором параметров скважины, и величина массового потока газообразной фазы влияет на требования к перекачке. Могут использоваться расходомеры, обеспечивающие информацию, отражающую общий поток, долю пластовой воды и газовой фракции. Однако это часто требует периодического анализа флюида, поступающего в расходомер. Это может включать размещение пробоотборника выше по потоку расходомера, что может вносить погрешность и прерывать или на время останавливать добычу флюида.

Раскрытие изобретения

В данной заявке раскрыт способ определения (оценки) потока текучей среды (флюида) через расходомер. В представленном в качестве примера варианте выполнения способ включает пропускание флюида через расходомер и использование показаний давления в расходомере для определения объемной плотности потока. Соответствующие величины газового и жидкостного потока в общем потоке могут быть установлены на основе определения объемной плотности и параметров флюида, составляющего общий поток. Расходомер может иметь погрешность превышения показаний, связанную со скольжением между газом и жидкостью, которая может быть найдена с учетом величины потоков газа и жидкости и параметров флюида, составляющего общий поток. С учетом погрешности превышения показаний величины газового и жидкостного потока пересчитываются с использованием определенной ошибки превышения показаний. Дополнительный пересчет газового и жидкостного потока производится с использованием коэффициента расхода при истечении, основанного на пересчете потоков с использованием погрешности превышения показаний. PVT анализ (давление-объем-температура) может быть проведен с использованием образцов флюида, отобранных из общего потока, и на основе его получены параметры флюида, составляющего общий поток, для некоторого диапазона давления и температуры. Альтернативно может быть найдена величина массового расхода в потоке на основе определения объемной плотности и параметров флюида, составляющего общий поток. Массовый расход в потоке может быть пересчитан на основе повторного определения потока газа и жидкости. В одном из иллюстративных вариантов выполнения изобретения подсчитывается число Рейнольдса с целью пересчета газового и жидкостного потоков, которое используется для определения коэффициента расхода при истечении. По одной из альтернатив переопределенный газовый поток основывается на коэффициенте расхода при истечении и погрешности превышения показаний, если газовая объемная фракция больше 50%, и переопределенный газовый поток основывается на коэффициенте расхода при истечении, если газовая объемная фракция меньше или равна 50%. В одном из вариантов выполнения расходомер расположен в скважинной трубе, и поток выходит из расходомера в скважинную трубу и транспортируется к устьевому оборудованию, размещенному у поверхности. Опционно способ может включать определение величины фазового перехода из жидкости в газ в потоке между расходомером и устьевым оборудованием на основе параметров флюида, составляющего поток. В альтернативном варианте выполнения соответствующие значения расхода в газовом потоке и жидкостном потоке, которые составляют основной поток, определяются у устьевого оборудования на основе величины фазового перехода жидкости в газ. Расходомер может быть расходомером Вентури.

В альтернативном варианте выполнения обеспечен способ определения мультифазного потока флюида через расходомер, включающий отбор образцов флюида из скважины и проведение PVT анализа отобранного флюида. Расходомер вводится в скважину так, чтобы через него протекал скважинный флюид, при этом давление флюида в расходомере измеряется по разности высоты столбов в расходомере. На основе результатов измерений давления в расходомере определяется плотность флюида в скважине, которая используется для подсчета потока через расходомер. В подсчитанный поток вносится поправка на превышение показаний в расходомере путем определения нового расхода через расходомер и пересчета результатов определения потока на основе числа Рейнольдса для нового значения расхода. Опционно способ может включать определение фазовой фракции флюида в скважине на основе сопоставления результатов измерения плотности и параметров флюида. В альтернативном варианте на основе нового расхода определяется новое значение коэффициента расхода при истечении для расходомера. Альтернативно расход для каждой фазовой фракции флюида в скважине может быть пересчитан путем умножения результатов определения потока на фазовую фракцию флюида. Расходомер может быть расходомером Вентури, расходомером диафрагменного типа и измерителем с расходомерным соплом. В одной скважине может быть обеспечено несколько расходомеров.

В одном из вариантов выполнения раскрытого способа флюид отбирается и анализируется в условиях, то есть при давлении, температуре и (или) объеме, которые могут со временем изменяться. Анализ флюида может включать получение в разных условиях параметров флюида, например плотности, вязкости, газонефтяного отношения и коэффициента приведения к пластовым условиям. Кроме того, если флюид содержит более одной физической фазы, например жидкость и (или) газ, измеряются его параметры для каждой фазы. Жидкость может содержать одновременный флюид, включающий углеводороды, и в некоторых случаях также воду. Возможные варианты жидкостей включают бурильные растворы и флюиды воздействия на пласт. В одном из вариантов выполнения строятся таблицы корреляции исходных данных для каждого набора параметров флюида с их соответствующими давлением и температурой. По этим таблицам могут быть получены полиномиальные выражения, предоставляющие данные при изменении состояния флюида. Выражения могут быть полиномами первого, второго, третьего, четвертого или пятого порядков.

Краткое описание чертежей

Далее изобретение рассмотрено более подробно со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых показано:

на фиг.1 - вид сбоку в сечении зонда, отбирающего пробы флюида в скважине;

на фиг.2 - вид сбоку в сечении одного из вариантов выполнения измерительного устройства;

на фигурах 3А-3В - частичный вид сбоку в сечении приводимых в качестве примера вариантов выполнения расходомеров;

на фигурах 4А и 4Б - блок-схема приводимого в качестве примера способа использования расходомера.

Должно быть понятно, что данное изобретение не ограничено приведенными вариантами выполнения. Напротив, настоящее описание призвано раскрыть все альтернативы, модификации и эквиваленты, которые могут быть внесены без отклонения от идеи и объема данного изобретения, определенных прилагаемой формулой изобретения.

Осуществление изобретения

Ниже настоящее изобретение описано более подробно со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых представлены варианты выполнения изобретения. Однако изобретение может быть осуществлено во многих различных видах и не должно рассматриваться как ограниченное вариантами выполнения, описанными ниже; скорее эти варианты выполнения приведены так, чтобы данное описание было всеобъемлющим и законченным, а также полностью раскрывало объем изобретения специалистам в данной области техники. По всему описанию одинаковые ссылочные номера относятся к одинаковым элементам. Для удобства при ссылке на прилагаемые чертежи термины направления используются только для ссылки и иллюстрации. Например, термины направления, такие как “верхний”, “нижний”, “над”, “ниже” и т.п., используются для иллюстрации относительного положения.

Должно быть понятно, что изобретение не ограничено конкретными деталями конструкции, операции, конкретными материалами или представленными и описанными вариантами выполнения, так как специалисту в данной области станут очевидными различные модификации и эквиваленты изобретения. На чертежах и в описании раскрыты иллюстративные варианты выполнения изобретения, и, хотя используются специальные термины, они используются только в родовом и описательном смысле, а не в целях установления ограничений. Соответственно, изобретение поэтому ограничено только объемом, определяемым приложенной формулой изобретения.

На фиг.1 дан частичный разрез при виде сбоку зонда 10, находящегося в скважине 5 и предназначенного для отбора проб флюида 7 в скважине 5. Скважинный флюид 7 может включать флюиды, используемые при бурении или заканчивании скважины, флюид, поступающий из пласта 6, через который проходит скважина 5, или сочетание этих флюидов. Хотя зонд 12 показан закрепленным на каротажном кабеле 12, он может крепиться подъемной трубой, натяжным канатом, бурильной колонной или любым другим способом подъема и опускания зонда в скважине. Отбор проб зондом 10 может производиться через выборочно открываемый канал 14, сообщающийся с баком 16 для образцов, помещенным в зонд 10. Отбор проб флюида 7 зондом 10 может производиться до или после выдачи флюида из скважины 5. Бак для образцов может быть герметизирован после отбора проб флюида для последующего анализа. Анализ флюида 7, накопленного в баке 16, может производиться на поверхности, например в лаборатории. Кроме того, бак 16 для образцов может быть герметизирован для сохранения отобранного флюида при давлении и (или) температуре отбора, так чтобы могли быть получены более точные результаты анализа. Опционно отбор проб скважинного флюида 7 может выполняться путем доставки его к устьевому оборудованию 18, установленному вверху скважины 5. Снабженная клапаном поточная линия 20 может быть использована для отбора проб флюида из устьевого оборудования 18. Из скважины 5 к устьевому оборудованию 18 флюид 7 может доставляться по насосно-компрессорной колонне (не показана).

На фиг.2 схематически показано частичное сечение при виде сбоку устройства 30 измерения расхода, расположенного в скважине 5. Устройство 30 измерения расхода может быть размещено в скважине 5 после отбора образцов флюида 7 зондом 10 (фиг.1). Устройство 30 с фиг.2 содержит входную трубу 32, по которой скважинный флюид 7 поступает к соединенному с ней расходомеру 34. Выходная труба 36 показана соединенной с торцом расходомера 34, противоположным входной трубе 34, и заканчивающейся у устьевого оборудования 38 над скважиной 5. Выходная труба 36 сообщается с расходомером 34 и устьевым оборудованием 38 на противоположном конце, так что поток, проходящий через входную трубу 32, направляется к устьевому оборудованию 38. В одном из вариантов выполнения входная и выходная трубы 32, 36 включают насосно-компрессорную колонну, используемую для добычи флюида 7 из скважины 5.

В приводимом в качестве примера варианте выполнения скважинный флюид 7 проходит через расходомер 34 и испытывает в нем временное падение давления. Падение давления может быть оценено по результатам слежения за параметрами флюида, такими как давление и (или) температура. Датчик 40, показанный на фиг.2 приблизительно у входа расходомера 34, может измерять давление и (или) температуру скважинного флюида 7, поступающего в расходомер 34. Опционно датчик 40 может быть установлен на входной трубе 32 точно у входа расходомера 34 или в самом расходомере 34. Другой датчик 42 показан введенным дальше по расходомеру 34 и также может быть использован для измерения давления и (или) температуры. Показанный на фиг.2 датчик 42 находится приблизительно в средней части расходомера 34, однако в зависимости от типа используемого расходомера 34 датчик 42 может быть расположен в различных точках по длине расходомера 34. Например, датчик 42 может быть по целевому назначению расположен так, чтобы сравнение результатов соответствующих измерений давления датчиками 40, 42 могло давать значение падения давления на всем расходомере 34 или на его части.

Дополнительный датчик 44 показан на выходе трубы 36 между расходомером 34 и устьевым оборудованием 38. Опционно верхний по потоку датчик 45 может быть введен, как показано, на входной трубе 32 и отнесен от расходомера 34. Приводимые в качестве примера расстояния между расходомером 34 и датчиками 44, 45 составляют приблизительно 0,3 м, 1,52 м, 3,05 м, 15,24 м, 30,48 м, 60,96 м, 76,20 м, 91,44 м, 106,68 м, 121,92 м, 152,40 м, а также значения, промежуточные между этими величинами. Датчики 44, 45 могут использоваться для измерения давления, температуры и (или) плотности. Датчики 40, 42, 44, 45 могут содержать пьезоэлектрические элементы, термопары, денситометры или любые другие устройства, обеспечивающие измерение давления, температуры, плотности флюида или других параметров флюида или их комбинации. В качестве примера денситометры включают денситометры радиационного типа, а также емкостного и индуктивного типов. Датчики 40, 42, 44, 45 могут находиться в непосредственном контакте с флюидом 7, соединяться с пробниками, выступающими внутрь флюида, или сопрягаться с перегородкой на стороне, противоположной флюиду 7.

В одном из примеров использования устройства 30 измерения расхода с фиг.2 перепад давления между расходомером 34 и датчиком 44 может быть определен по измеренным значениям давления, полученным с датчиков 40, 42, 44. Объемная плотность флюида 7, проходящего через измеритель 34, может быть получена по увеличению (или снижению) перепада (перепадов) между показаниями датчиков 40, 42, 44 и перепадов соответствующих давлений, измеренных датчиками 40, 42, 44. В альтернативном варианте выполнения датчик 44 непосредственно измеряет объемную плотность флюида 7. Выражение в уравнении 1.0 может быть использовано для измерения плотности флюида 7, проходящего через измеритель. В альтернативном варианте результаты измерений с датчика 45 могут быть использованы для определения плотности флюида 7.

Расчетная плотность флюида

$${\rho }_{measured}=\frac{144.(D{P}_{remote,cor}-[\left(\Delta H_{PPL}+\Delta H_{fric}+\Delta H_{accel}\right)\cdot (D{P}_{throat,cor})])}{TVD}(1.0)$$ ,

где:

$$D{P}_{throat,cor}=(P_{inlet}-P_{throat}+\Delta P_{fm{,}_{static}})(1.1)$$

$$D{P}_{remote,cor}=(P_{inlet}-P_{remote}+\Delta P_{remote,static})(1.2)$$

$$\Delta H_{PPL}=\left(0.436-0.86\beta +0.59{\beta }^2\right)(безразмерная)(1.3)$$

$$\Delta H_{accel}=\frac{{\left(C_d\right)}^2{\beta }^4}{\left(1-{\beta }^4\right)}\left[{\left(\frac{D_{inlet}}{D_{remote}}\right)}^4-1\right](безразмерная)(1.5)$$ ; и

где β - известный бета-коэффициент, обычно предоставляемый производителем расходомера;

TVD - истинная глубина по вертикали;

f - коэффициент трения;

L - измеренное расстояние между входом расходомера и удаленным местоположением.

В уравнении 1.0 учитывается потенциальная энергия флюида, называемая также в данном случае статическим напором, за исключением действительной глубины по вертикали измеряемого флюида. Кроме того, принимается во внимание кинетическая энергия путем рассмотрения динамических потерь на трение и ускорение.

Газовая фракция флюида 7, проходящего через расходомер 34, может быть определена по измеренной объемной плотности (уравнение 1.0) отобранного флюида. Уравнение 2.0 дает пример определения величины газовой объемной фракции (GVF).

$$GVF=\frac{({\rho }_o-{\rho }_{measured})}{({\rho }_o-{\rho }_g)}(2.0)$$

С использованием табличных данных или полиномиальной модели получены значения для плотности нефти (ρ_o) и плотности газа (ρ_g), соответствующие измеренным давлению и температуре.

Массовый расход через расходомер 34 может быть подсчитан с использованием уравнения 3.0, приведенного ниже.

$$Q_{bulk}=\frac{C_d\cdot a_2}{\sqrt{1-{\beta }^4}}\times \sqrt{\frac{2\cdot g\cdot (P_{inlet}-P_{throal})}{{\rho }_{measured}}}(3.0)$$ ,

где а₂ - площадь у горловины (там, где в расходомере наименьший диаметр), и С_d - коэффициент расхода при истечении. Здесь коэффициент расхода при истечении установлен как постоянная величина, равная 0,995, однако, как описано ниже более подробно, в последующих приближениях будет использоваться переменное значение C_d, зависящее от числа Рейнольдса для флюида.

На фигурах 3А-3В в качестве примера представлены сечения расходомеров при виде сбоку. Расходомер 34А с фиг.3А представляет собой расходомер Вентури с внутренним диаметром d₁ расходомера, меньшим, чем входной диаметр D₁. Приведенный на фиг.3В расходомер 34В представляет собой расходомер диафрагменного типа, имеющий диск 46, введенный перпендикулярно в траекторию потока, и отверстие 48 в диске 46. Диаметр d₁ отверстия меньше входного диаметра D₁ расходомера 34В. Расходомер 34С с фиг.3В представляет собой измеритель с расходомерным соплом, аналогичный расходомеру Вентури с фиг.3А, но имеющий более сглаженный переход между входным и выходным диаметрами D₁, d₁. Как известно, уменьшение диаметра до значения d₁ приводит к увеличению скорости, временно вызывая соответствующее падение давления в расходомере. По результатам измерения падения давления можно получить величину расхода через измеритель.

В одном из вариантов выполнения объемный расход через расходомер 34 определяется на основе падения давления потока флюида в нем. Разность между значениями давления, измеренными датчиком 40 и датчиком 42, и соответствующие входной и внутренний диаметры расходомера могут быть использованы для определения расхода Q через расходомер 34. Соотношение между падением давления и входным/внутренним диаметрами D₁, d₁ зависит от типа используемого расходомера. Специалисты в данной области способны установить должную корреляцию между падением давления и диаметром для получения значения расхода Q.

Из полученного выше значения массового расхода Q_bulk, если флюид включает более чем одну фазу, может быть определен объемный расход для каждой фазы. В варианте выполнения, в котором флюид содержит газ и нефть, массовый расход нефти Q_o=(1-GVF)×Q_bulk (уравнение 4.1) и массовый расход газа Q_g=GVF×Q_bulk (уравнение 4.2).

Погрешности, связанные с эффектом скольжения, могут исказить результаты измерений, полученных с расходомера. Эффект скольжения происходит из-за смешивания паров и жидкости во флюиде, что приводит к возникновению явления, называемого в данном документе превышением показаний. Изменения в плотности паров с изменением давления также приводят к погрешностям измерения расхода. Точный подсчет массового расхода включает корректировку результатов измерения разности давлений на эффект сжатия газа и эффект скольжения. В одном из вариантов выполнения изобретения в представленном способе для компенсации этих эффектов используется модифицированный вариант коррекции De Leeuw. Это включает прежде всего определение числа Фруда (Fr), которое может быть найдено для каждой фазы, присутствующей во флюиде.

$$F{r}_g=\frac{{\nu }_{s,g}}{\sqrt{g{D}_n}}\sqrt{\frac{{\rho }_g}{{\rho }_o-{\rho }_g}}(5.1)$$

$$F{r}_o=\frac{{\nu }_{s,o}}{\sqrt{g{D}_n}}\sqrt{\frac{{\rho }_o}{{\rho }_o-{\rho }_g}}(5.2)$$

где v_s,o и v_s,g - поверхностная скорость для нефти и газа, соответственно

$${\nu }_{s,g}=\frac{Q_g}{D_n}(5.3)$$

$${\nu }_{s,o}=\frac{Q_o}{D_n}(5.4)$$

где: D_n - диаметр текучей среды там, где производится оценка флюида, например во входном канале, горловине или ниже по потоку; и

g - ускорение свободного падения (9,81 м/с²).

Используя полученные выше значения числа Фруда, может быть оценен эффект скольжения между газовой и жидкостной фазами с использованием числа Локхарта и Мартинелли X, соотношение для которого приведено в уравнении 6.0.

$$X=\frac{F{r}_o}{F{r}_g}(6.0)$$

Если измеряемый флюид представляет собой скважинный флюид, то значения его плотности могут быть получены с использованием результатов замеров давления и температуры. Можно предположить, что газом является метан, в то время как жидкости могут быть изначально собраны и оценены в процессе бурения. Анализируя жидкости, собранные в процессе бурения, можно получить начальную оценку плотности скважинной жидкости. По мере использования расходомера 34 в скважине флюиды могут собираться и анализироваться на поверхности с целью корректировки на изменение жидкостной композиции, влияющее на параметры флюида. Зная число Локхарта и Мартинелли, может быть подсчитано превышение показаний с использованием уравнений 7.1 и 7.2,

Превышение показаний; $$\varphi =\sqrt{1+CX+X^2}(7.1)$$

Показатель метрической плотности; $$C={\left(\frac{{\rho }_o}{{\rho }_g}\right)}^n+{\left(\frac{{\rho }_g}{{\rho }_o}\right)}^n(7.2)$$

где n=0,41 для 0,5≤Fr_g≤1,5; и

$$n=0.606\left(1-e^{-0.746Frg}\right)$$ для Fr_g>1,5.

Массовый расход Q_bulk может быть скорректирован на эффект скольжения путем деления его на коэффициент превышения показаний φ.

$$Q_{bulk,newl}=\frac{Q_{bulk}}{\varphi }(8.0)$$

Как было отмечено выше, настоящий способ включает опционное выполнение итераций на основе числа Рейнольдса для флюида, поступающего в расходомер. Число Рейнольдса представляет собой отношение кинетической энергии флюида или его инерционности к вязкости с учетом сил, воздействующих на флюид. Значение числа Рейнольдса может быть определено по приведенному ниже уравнению 9.0.

$$\mathrm{Re}=1488\frac{uD\rho }{\mu }(9.0)$$

где: Re - число Рейнольдса на входе расходомера,

u - скорость потока на входе расходомера=Q_bulk/A_inlet,

Q - расход по показаниям расходомера,

A_inlet - площадь поперечного сечения на входе расходомера,

D_inlet - диаметр на входе расходомера,

ρ - плотность флюида,

µ - вязкость флюида.

Было установлено, что функция, по которой коэффициенты модели потока соотносятся с числом Рейнольдса, может изменяться для различных диапазонов значений последнего. В приведенной ниже таблице дан перечень функций, связанных с коэффициентом расхода при истечении C_d, и соответствующие диапазоны значений числа Рейнольдса, для которых эти функции применимы.

C_d=0 Re=0 С_d=0.1432log Re+0.4653 0<Re<2,000 С_d=0.03375log Re+0.8266 2,000≤Re≤120,000 C_d=-0.01351log Re+1.0666 120,000≤Re<200,000 C_d==1.015 Re≥200,000

Для корректировки на динамически изменяющееся значение коэффициента расхода при истечении с изменением числа Рейнольдса новое значение массового расхода Q_bulk,newl умножается на скорректированное значение С_d из таблицы.

$$Q{}_{bulk,new2}=C_d{Q}_{bulk,new1}(10.0)$$

Объемная газовая фракция флюида определяет, насколько результаты измерений потока искажаются эффектом скольжения. Это учитывается при определении скорректированного объемного массового расхода для нефти и газа. Как показано в уравнении 11.0, если газовая объемная фракция больше 50%, то новый расход газа определяется умножением газовой объемной фракции на значение расхода, полученное из уравнения 10.0. Если газовая объемная фракция меньше 50%, новый расход газа определяется умножением газовой объемной фракции на значение расхода, полученное из уравнения (3.0), и коэффициент расхода при истечении С_d (уравнение 11.1).

$$если\text{ GVF}>{\text{50\%:Q}}_{\text{g,new}}=\text{GVF}\cdot {\text{Q}}_{\text{bulk,new2}}(11.0)$$

$$\text{если GVF}\le {\text{50\%:Q}}_{\text{g,new}}=\text{GVF}\cdot {\text{Q}}_{\text{bulk}}\cdot {\text{C}}_{\text{d}}(11.1)$$

$$Q_{o,new}=(1-GVF)Q_{bulk,new2}\text{ (}11.2)$$

Расход нефти к поверхности Q_o,surface может быть получен делением Q_o,new на коэффициент приведения к пластовым условиям для нефти В_о. Как отмечено выше, В_о может быть получен обращением к данным, полученным для образцов флюида, взятым при известных температуре и давлении. Приведенное ниже уравнение 12.0 дает пример того, как может быть определено значение расхода к поверхности для нефти Q_o,surface.

$$Q_{o,surface}=\frac{Q_{o,new}}{B_o}(12.0)$$

Определение количества газа, поступающего к поверхности, может быть найдено умножением величины расхода нефти к поверхности на разность между полученным соотношением нефти и газа в скважине и полученным соотношением нефти и газа у поверхности. Пример этого показан приведенным ниже уравнением 13.0.

$$Q_{g,breakout}=\left(GO{R}_S-GO{R}_P\right)\cdot Q_{o,surface}(13.0)$$

Суммирование величин, полученных по уравнениям (11.0) или (11.1) и (13.0), дает значение общего объемного расхода газа у поверхности. Это делается по уравнению (14.0), приведенному ниже.

$$Q_{g,surface}=Q_{g,new}+Q_{g,breakout}(14.0)$$

На фигурах 4А и 4Б дана иллюстрация способа в виде алгоритма измерения расхода флюида в скважине с использованием стандартного расходомера. С помощью расходомера, расположенного в скважине в потоке флюида, измеряют давление и температуру потока флюида (стадия 410). Отбирают пробы флюида или в скважине, или у поверхностной части скважины и определяют параметры флюида с учетом изменения давления и (или) температуры (стадия 412). В параметры флюида входят газонефтяное отношение, плотность, вязкость и пластовые объемные фракции для каждой фазы флюида (стадия 414). Вычисляют общую плотность флюида с использованием результатов измерений расходомером (стадия 416) и газовую объемную фракцию по вычисленной плотности (стадия 418). Массовый расход вычисляют с использованием зависящего от типа расходомера уравнения (стадия 420). По газовой объемной фракции, полученной на стадии 418, и объемному расходу, полученному на стадии 420, может быть вычислен объемный расход нефти и газа (стадия 422). Для учета скольжения в многофазном потоке вычисляют превышение показаний (стадия 424), и массовый расход корректируют по результатам вычисленного превышения показаний (стадия 426), чтобы получить значение нового массового расхода. Вычисляют новые число Рейнольдса и коэффициент расхода при истечении С_d (таблица) на основе нового массового расхода (стадия 428). Значение расхода корректируют с учетом нового коэффициента расхода при истечении (стадия 430), чтобы получить другое новое значение расхода. Обращаясь теперь к фиг.4Б, определяют газовую и нефтяную фракции, исходя из расхода, полученного на стадии 430 (стадия 432). Объемные газовый и нефтяной расходы снижают, принимая во внимание поток к поверхности (стадии 434, 436). Используя сниженные газовые расходы и новый газовый расход, полученный на стадии 432, определяют общий объемный газовый расход к поверхности (стадия 438).

В одном из примеров в течение 18 дней измеряли расход газа и нефти у поверхностной части скважины, выдающей многофазный флюид. В течение того же времени измеряли поток в скважине, используя расходомер, расположенный в ней. Измеренные потоки нефти и газа определяли по показаниям расходомера, используя известный в предшествующем уровне техники способ и способ, отображенный на фиг.4. В известном способе использовался расходомер Вентури и прибор измерения давления, расположенный выше или ниже расходомера. Плотность определяли по измерению давления столба жидкости, но плотность флюида вычисляли без корректировки на потери на трение или ускорение. Кроме того, в известном способе предполагалось, что трение для газа в скважине равно нулю, и при оценке газовой и нефтяной фракций основывались на приведенных выше уравнениях 4.1 и 4.2. По результатам, полученным по известному способу, выявлено, что измеренный нефтяной поток у поверхности лежит в диапазоне приблизительно от 4900 до менее 4000 стандартных баррелей, в сутки. Известный способ измерения расхода дал результаты приблизительно от 5100 до 5000 стандартных баррелей в сутки. Расход газа, измеренный у поверхности, составлял приблизительно от 7800 до 8200 MMSCF/D (1 MMSCF/D=0,03 стандартных м³ в сутки). Известный в предшествующем уровне техники способ измерения расхода был не способен обнаружить величины газового потока и возвратного потока вблизи нулевых значений. Способ с фиг.4 определял расходы нефти, значение которых лежит от менее 4500 до приблизительно 3900 стандартных баррелей с сутки, и расход газа, значение которого лежит приблизительно от 9800 до 7500 MMSCF/D. Таким образом, в отличие от известного в предшествующем уровне техники способа представленный в данном описании алгоритм способен выдавать результаты измерения двухфазного потока в скважине с использованием стандартного расходомера. Следует также отметить, что результаты были более точны при увеличении процентного содержания газа в потоке. Соответственно, предлагаемый в изобретении способ обладает дополнительной возможностью использования для измерения потока “влажного газа”.

Настоящее изобретение, следовательно, может быть легко использовано для решения различных задач и достигать конечных целей и упомянутых преимуществ, так же как других присущих ему. В то время как представленный предпочтительный вариант выполнения изобретения служит для его раскрытия, существуют многочисленные изменения в деталях реализации, направленных на достижение желаемых результатов. Например, раскрытый способ может включать более чем один расходомер, помещенный в скважину 5. Несколько расходомеров могут измерять флюид из одного и того же продуктивного интервала, например, последовательно или могут измерять поток из различных продуктивных интервалов. Расходомеры могут быть обеспечены на отдельных участках насосно-компрессорной колонны. Кроме того, представленный способ может быть использован в скважине 5, в которую нагнетается газ и (или) конденсат. Эти и другие аналогичные модификации легко придут на ум специалистам в данной области техники. Хотя изобретение представлено только в одном из своих вариантов, специалистам должно быть понятно, что оно этим не ограничено, но подразумеваются различные изменения в нем, не выходящие за объем изобретения.

Изобретение относится к добыче скважинного флюида, в частности к способу измерения мультифазного потока флюида с использованием расходомера. Техническим результатом является повышение точности измерения мультифазного потока флюида. Способ включает определение многофазного потока в расходомере путем измерения давления флюида в расходомере и использования измеренного давления для расчета плотности потока. Общий расход через расходомер определяется на основе рассчитанной плотности и PVT анализа флюида. Скорректированный общий массовый расход подсчитывается с использованием методики коррекции на скольжение жидкость/газ. Значения расхода также корректируются с учетом коэффициента расхода при истечении, изменяющегося с изменениями числа Рейнольдса для флюида. Газовая и нефтяная фракции могут быть определены по скорректированному общему массовому расходу и величине газовой фракции. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл.

1. Способ определения расхода потока текучей среды с использованием расходомера, в котором:
а) направляют поток через расходомер и определяют объемную плотность потока;
б) определяют соответствующие величины газового и жидкостного потоков в общем потоке на основе определения объемной плотности и параметров текучей среды, составляющей общий поток;
в) определяют погрешность превышения показаний в расходомере на основе величин газового и жидкостного потоков, полученных на стадии (б), и параметров текучей среды, составляющей общий поток;
г) пересчитывают величины газового и жидкостного потоков, полученные на стадии (б), с использованием определенной погрешности превышения показаний; и
д) пересчитывают величины газового и жидкостного потоков, полученные на стадии (г), с использованием коэффициента расхода при истечении, основанного на пересчитанных величинах газового и жидкостного потоков, полученных на стадии (г),
причем также определяют число Рейнольдса для комбинации газового и жидкостного потоков, определенных на стадии (г), и для коэффициента расхода при истечении, определенного на стадии (д), учитывается число Рейнольдса, и
если газовая объемная фракция больше 50%, пересчитанный газовый поток, полученный на стадии (д), определяется умножением коэффициента расхода при истечении на газовый поток, полученный на стадии (г), а если газовая объемная фракция меньше или равна 50%, пересчитанный газовый поток, полученный на стадии (д), определяется умножением коэффициента расхода при истечении на газовый поток, полученный на стадии (б).

2. Способ по п.1, в котором осуществляют отбор образцов текучей среды из потока, анализ образцов текучей среды и определение на основе анализа параметров текучей среды, составляющей общий поток, в некотором диапазоне давления и температуры.

3. Способ по п.1, в котором определяют величины массового расхода потока на основе определения объемной плотности и параметров текучей среды, составляющей общий поток.

4. Способ по п.3, в котором осуществляют пересчет величины массового расхода в потоке на основе пересчета газового и жидкостного потоков, выполненного на стадии (г).

5. Способ по п.1, в котором расходомер расположен в скважинной трубе и поток выходит из расходомера в эту трубу и транспортируется к устьевому оборудованию, размещенному у поверхности.

6. Способ по п.1, в котором определяют величину фазового перехода жидкости в газ в потоке между расходомером и устьевым оборудованием на основе параметров текучей среды, составляющей поток.

7. Способ по п.5, в котором определяют соответствующие значения расхода в газовом потоке и жидкостном потоке, составляющих общий поток, у устьевого оборудования на основе величины фазового перехода жидкости в газ.

8. Способ по п.1, в котором объемную плотность, полученную на стадии (а), определяют с учетом статического напора текучей среды вдоль вертикали и динамических потерь в потоке текучей среды, возникающих в расходомере.

9. Способ по п.1, в котором осуществляют регистрацию давления в местоположениях, выбранных из перечня, включающего положения вдоль расходомера, ниже по потоку расходомера, выше по потоку расходомера и их сочетание.

10. Способ по п.1, в котором расходомер представляет собой расходомер Вентури.

11. Способ определения мультифазного потока текучей среды через расходомер, при выполнении которого:
а) отбирают пробы текучей среды из скважины;
б) определяют параметры текучей среды по отобранным пробам;
в) обеспечивают расходомер в скважине, так чтобы скважинная текучая среда проходила через расходомер;
г) измеряют давление текучей среды в скважине на различных глубинах;
д) определяют плотность текучей среды в скважине на основе результатов измерения давления, полученных на стадии (г);
е) определяют поток через расходомер на основе измерений, проведенных на стадии (в);
ж) вносят поправку на превышение показаний расходомера путем определения нового расхода через расходомер; и
з) пересчитывают результат определения потока, полученный на стадии (е), с учетом числа Рейнольдса для нового расхода, полученного на стадии (ж).

12. Способ по п.11, в котором определяют фазовый состав текучей среды в скважине на основе сопоставления результатов измерений, полученных на стадии (д), с параметрами, полученными на стадии (б).

13. Способ по п.11, в котором определяют новый коэффициент расхода при истечении для расходомера при новом значении расхода, полученном на стадии (ж).

14. Способ по п.12, в котором определяют расход для каждой фазовой фракции потока в скважине путем умножения величины потока, полученной на стадии (з), на величину фазовой фракции потока.

15. Способ по п.11, в котором расходомер выбирают из перечня, включающего расходомер Вентури, расходомер диафрагменного типа и измеритель с расходомерным соплом.

16. Способ по п.11, в котором при измерении давления осуществляют регистрацию давления в местоположениях, выбранных из перечня, включающего положения вдоль расходомера, ниже по потоку расходомера, выше по потоку расходомера и их сочетание.