УСТРОЙСТВА И СПОСОБЫ НЕПОСРЕДСТВЕННОГО ИЗМЕРЕНИЯ КОРИОЛИСА В УСТЬЕ СКВАЖИНЫ Российский патент 2018 года по МПК G01F1/74 G01F1/84 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Настоящее изобретение относится к устройствам и способам непосредственного измерения Кориолиса в устье скважины, а конкретнее, к устройствам и способам непосредственного измерения Кориолиса в устье скважины, которые обеспечивают непрерывный мониторинг и большую точность в количественных и качественных измерениях поведения скважины.

ФОРМУЛИРОВКА ПРОБЛЕМЫ

Непосредственное измерение в устье скважины относится к возможности непрерывного измерения добычи в отдельном устье скважины или в комплексе скважин. Этот тип конкретного измерения нужен, так как предоставленные данные имеют отношение к повседневным оперативным решениям, включая определение того, какие скважины переводить в резерв на месторождении, и какие методики реализовать, чтобы добыть больше всего нефти или газа из конкретной скважины.

С точки зрения измерения, скважины в разных географических местоположениях меняются в значительной степени. На Ближнем Востоке многие скважины выдают жидкости (нефть и воду) вместе с небольшими количествами газа относительно равномерно и непрерывно при установившихся расходах, которые постепенно уменьшаются со временем, так как скважина истощается. В Соединенных Штатах, а также других странах часто необходимо нагнетать флюиды, например воду или углекислый газ, в скважину для добычи нефти и газа, или непосредственно выкачивать нефть и газ на поверхность. Это приводит к крайне изменчивым расходам и газовым фракциям, которые циклически меняются от 0 до 100%. Эти типы скважин часто содержат измерительную среду, аналогичную партии пустой-полный-пустой, где измеритель выдувается вместе с газом до и после жидкой части партии. Другой тип скважины содержит в основном поток природного газа, включающий небольшие количества нефти, воды или конденсата, что приводит к измерительной среде "жирного газа".

В отсутствии надежного и рентабельного устройства непосредственного измерения в устье скважины наиболее употребительным обходным путем является использование "контрольного сепаратора" и периодическая (то есть один раз в месяц) проверка каждой скважины, и предположение, что никакие изменения не произошли до момента следующей проверки.

Альтернативным решением является использование постоянного сепаратора или многофазного расходомера в каждом устье скважины. Однако оба этих варианта крайне дороги и часто включают в себя значительное обслуживание и/или настройку по каждой скважине. У многих операторов есть сотни или тысячи небольших скважин в заданном местоположении, и часто нерентабельно и затратно по времени рассматривать эти варианты на каждой отдельной площадке.

Соответственно, имеется действительная потребность в устройстве непосредственного измерения в устье скважины, которое рентабельно, неприхотливо в обслуживании и предоставляет надежные, точные и своевременные данные измерений. Существует потребность в предоставлении более частых данных о поведении скважины, включая данные в отношении содержания воды и расхода. Предоставляя эту информацию, можно принимать обоснованные решения касательно различных повседневных проблем управления разработкой залежи, например, следует ли остановить скважину, или необходимо ли изменение в методике добычи касательно конкретной скважины.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение устраняет указанные выше проблемы и развивает данную область техники путем предоставления устройства и способа непосредственного измерения Кориолиса в устье скважины, которое (который) предусматривает более развитую логику в опробовании скважины, является достаточно надежным и предоставляет более частые данные, и помимо этого, является более рентабельным, нежели устройства и способы, которые известны в настоящее время в данной области техники.

В частности, настоящее изобретение обеспечивает более частое измерение поведения скважины по сравнению с известными способами с контрольным сепаратором. Кроме того, настоящее изобретение предоставляет решения нескольких повседневных оперативных вопросов, включая: какие скважины добывают лишь воду и должны быть остановлены; когда скважина только с жидкостью в прошлом начнет добычу газа; значительно ли изменился расход скважины со вчерашнего дня; и является эта скважина в данный момент многофазной?

АСПЕКТЫ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В одном аспекте настоящего изобретения предоставляется способ для непосредственного измерения в устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий: определение дол вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, где доля вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения; вывод по меньшей мере одной переменной на основе определенной доли вовлеченного газа; и вывод соответствующего индикатора достоверности, коррелирующего по меньшей мере с одной переменной.

Предпочтительно, чтобы по меньшей мере одна переменная включала в себя по меньшей мере одно из: переменных потока, диагностической информации и предупреждений пользователя.

Предпочтительно, чтобы переменные потока включали в себя по меньшей мере одно из: массового расхода, объемного расхода, плотности, содержания воды и нетто-объема добычи нефти.

Предпочтительно, чтобы диагностическая информация включала в себя по меньшей мере одно из: температуры; обнаружения многофазных состояний; продолжительностей времени в интервалах времени измерения, где вовлеченный газ превышает определенную пороговую величину усиления возбуждения; и информации о многофазных состояниях, причем информация о многофазных состояниях включает в себя по меньшей мере одно из: газовой фракции, постоянного вовлечения и перемежающегося вовлечения газа.

Предпочтительно, чтобы вывод по меньшей мере одной переменной включал в себя непрерывное усреднение по меньшей мере одной переменной по заранее установленному интервалу времени и вывод соответствующего одного усредненного значения данных по меньшей мере у одной переменной.

Предпочтительно, чтобы заранее установленный интервал времени определялся одним из пользователя и состояний потока, причем состояния потока включают в себя одно из периодического перемежающегося и постоянного вовлечения.

Предпочтительно, чтобы заранее установленный интервал времени был одним из равномерного и неравномерного по длительности.

Предпочтительно, чтобы по меньшей мере одна непрерывно усредненная переменная включала в себя по меньшей мере одно из: переменных потока, диагностической информации и предупреждений пользователя, если доля вовлеченного газа ниже определенной пороговой величины усиления возбуждения.

Предпочтительно, чтобы по меньшей мере одна непрерывно усредненная переменная включала в себя по меньшей мере одно из: диагностической информации и предупреждений пользователя, если доля вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения.

Предпочтительно, чтобы вывод по меньшей мере одной переменной включал в себя вывод по меньшей мере одной мгновенной переменной в заранее установленные и равномерные интервалы времени.

Предпочтительно, чтобы вывод по меньшей мере одной мгновенной переменной включал в себя по меньшей мере одно из: переменных потока, диагностической информации и предупреждений пользователя, если доля вовлеченного газа ниже определенной пороговой величины усиления возбуждения.

Предпочтительно, чтобы вывод по меньшей мере одной мгновенной переменной включал в себя по меньшей мере одно из: диагностической информации и предупреждений пользователя, если доля вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения.

Предпочтительно, чтобы вывод по меньшей мере одной мгновенной переменной дополнительно включал в себя хранение последнего значения данных у переменных потока и вывод хранимого последнего значения данных, коррелирующего с заранее установленными и равномерными интервалами времени.

Предпочтительно, чтобы соответствующий индикатор достоверности основывался на продолжительности времени в интервале времени измерения, где обнаруживается вовлечение газа.

Предпочтительно, чтобы соответствующий индикатор достоверности основывался на вычисленном сравнении части одного из массового или объемного расхода, возникающего при вовлечении газа, и одного из общего массового и общего объемного расхода в течение интервала времени измерения.

Предпочтительно, чтобы соответствующий индикатор достоверности основывался на вычислении состояний потока, причем состояния потока включают в себя одно из периодического перемежающегося и постоянного вовлечения.

Предпочтительно, чтобы соответствующий индикатор достоверности основывался по меньшей мере на одном из: массовой доли в течение заранее установленного интервала времени, где доля вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения, доли времени, где доля вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения, и общего объемного расхода.

Предпочтительно, чтобы соответствующий индикатор достоверности основывался по меньшей мере на одном из: совокупного скользящего среднего доли времени, когда доля вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения, доли массового расхода, где доля вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения, количества продолжительностей времени, где доля вовлеченного газа ниже определенной пороговой величины усиления возбуждения, и общего объемного расхода.

Предпочтительно, чтобы по меньшей мере одна скважина включала в себя электрические погружные насосы.

Предпочтительно, чтобы определение пороговой величины усиления возбуждения включало в себя определение, включают ли состояния потока по меньшей мере одно из: газовой фракции, постоянного вовлечения и перемежающегося вовлечения газа.

Предпочтительно, чтобы определение пороговой величины усиления возбуждения включало в себя: сохранение по меньшей мере одного из заводских базовых значений усиления возбуждения, заданных во время калибровки измерителя; вычисление по меньшей мере одного периода времени, где измеренное усиление возбуждения низкое и устойчивое; и задание пороговой величины усиления возбуждения на основе измеренного усиления возбуждения, коррелирующего по меньшей мере с одним из интервалов времени.

Предпочтительно, корректировка пороговой величины усиления возбуждения на основе измеренного содержания воды и увеличений вязкости.

В одном аспекте настоящего изобретения предоставляется способ для непосредственного измерения в устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий: обнаружение доли вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, где доля вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения; и вывод по меньшей мере одной переменной на основе определенной доли вовлеченного газа, где вывод по меньшей мере одной переменной включает в себя непрерывное усреднение по меньшей мере одной переменной по заранее установленному интервалу времени и вывод соответствующего одного усредненного значения данных по меньшей мере у одной переменной.

В одном аспекте настоящего изобретения предоставляется способ для непосредственного измерения в устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий: определение доли вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, где доля вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения; и вывод по меньшей мере одной переменной на основе определенной доли вовлеченного газа, где вывод по меньшей мере одной переменной включает в себя вывод по меньшей мере одной мгновенной переменной в заранее установленные и равномерные интервалы времени.

В одном аспекте настоящего изобретения предоставляется способ для непосредственного измерения в устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий: определение доли вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, где доля вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения, и где определение пороговой величины усиления возбуждения включает в себя: сохранение по меньшей мере одного из заводских базовых значений усиления возбуждения, заданных во время калибровки измерителя; вычисление по меньшей мере одного периода времени, где измеренное усиление возбуждения низкое и устойчивое; и задание пороговой величины усиления возбуждения на основе измеренного усиления возбуждения, коррелирующего по меньшей мере с одним из интервалов времени; и вывод по меньшей мере одной переменной на основе определенной доли вовлеченного газа.

В одном аспекте предоставляется электроника измерителя для устройства непосредственного измерения в устье скважины, причем электроника измерителя содержит интерфейс, сконфигурированный для осуществления связи с расходомером в сборе в устройстве непосредственного измерения в устье скважины и приема ответных колебаний, и систему обработки, соединенную с интерфейсом и сконфигурированную для: определения доли вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, где доля вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения; вывода по меньшей мере одной переменной на основе определенной доли вовлеченного газа; и вывода соответствующего индикатора достоверности, коррелирующего по меньшей мере с одной переменной.

В одном аспекте предоставляется устройство непосредственного измерения Кориолиса в устье скважины, содержащее: расходомер в сборе для формирования ответных колебаний; и электронику измерителя, подключенную к расходомеру в сборе, сконфигурированную для приема и обработки ответных колебаний, чтобы сформировать соответствующие значения по меньшей мере одной переменной; причем электроника измерителя дополнительно сконфигурирована для: определения доли вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, где доля вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения; вывода по меньшей мере одной переменной на основе определенной доли вовлеченного газа; и вывода соответствующего индикатора достоверности, коррелирующего по меньшей мере с одной переменной.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Фиг.1 показывает устройство непосредственного измерения в устье скважины, содержащее измеритель в сборе и электронику измерителя.

Фиг.2 показывает блок-схему электроники измерителя в соответствии с вариантом осуществления изобретения.

Фиг.3 иллюстрирует реализацию настоящего изобретения в соответствии с вариантом осуществления изобретения.

Фиг.4 - блок-схема алгоритма способа в устройстве измерения в устье скважины в соответствии с вариантом осуществления изобретения.

Фиг.5 - блок-схема алгоритма способа в устройстве измерения в устье скважины в соответствии с вариантом осуществления изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Фиг.1-5 и нижеследующее описание изображают конкретные примеры для обучения специалистов в данной области техники тому, как создать и использовать лучший вариант осуществления изобретения. С целью обучения патентоспособным принципам некоторые традиционные аспекты упрощены или пропущены. Специалисты в данной области техники примут во внимание отклонения от этих примеров, которые входят в объем изобретения. Специалисты в данной области техники примут во внимание, что описанные ниже признаки можно объединять различными способами, чтобы образовать несколько разновидностей изобретения. В результате изобретение ограничивается не конкретными примерами, описанными ниже, а только формулой изобретения и ее эквивалентами.

Фиг.1 показывает устройство 5 непосредственного измерения в устье скважины в соответствии с изобретением. Устройство 5 непосредственного измерения в устье скважины содержит расходомер 10 в сборе и электронику 20 измерителя. Электроника 20 измерителя подключается к измерителю 10 в сборе посредством проводов 100 и конфигурируется для предоставления измерений одного или нескольких из плотности, массового расхода, объемного расхода, суммарного массового расхода, температуры или других измерений либо информации по каналу 26 связи. Устройство 5 измерения в устье скважины может содержать массовый расходомер Кориолиса. Специалистам в данной области техники должно быть очевидно, что измерение в устье скважины может заключать в себе любой вид устройства измерения в устье скважины независимо от количества возбудителей, чувствительных элементов, трубок или режима колебания.

Устройство 10 непосредственного измерения в устье скважины в сборе включает в себя пару фланцев 101 и 101′, патрубки 102 и 102′, возбудитель 104, чувствительные элементы 105 и 105′ и трубки 103A и 103B. Возбудитель 104 и чувствительные элементы 105 и 105′ подключаются к трубкам 103A и 103B.

Фланцы 101 и 101′ прикрепляются к патрубкам 102 и 102′. В некоторых вариантах осуществления патрубки 102 и 102′ могут прикрепляться к противоположным концам прокладки 106. Прокладка 106 сохраняет расстояние между патрубками 102 и 102′, чтобы предотвратить передачу усилий к трубкам 103A и 103B. Когда устройство 10 непосредственного измерения в устье скважины в сборе вставляется в трубопровод (не показан), который переносит измеряемый флюид, флюид входит в расходомер 10 в сборе через фланец 101, проходит через впускной патрубок 102, где весь флюид направляется в трубки 103A и 103B, течет по трубкам 103A и 103B и обратно в выпускной патрубок 102′, где выходит в измеритель 10 в сборе через фланец 101′.

Флюид может заключать в себе жидкость. Флюид может заключать в себе газ. Флюид может заключать в себе многофазный флюид, например жидкость, включающую в себя вовлеченные газы и/или вовлеченные твердые частицы. Трубки 103A и 103B выбираются и подходящим образом устанавливаются на впускной патрубок 102 и выпускной патрубок 102′, чтобы иметь практически одинаковое распределение масс, моменты инерции и модули упругости вокруг осей W-W и W′-W′ изгиба соответственно. Трубки 103A и 103B выходят наружу из патрубков 102 и 102′ по существу параллельно.

Трубки 103A и 103B возбуждаются возбудителем 104 в противоположных направлениях вокруг соответствующих осей W и W′ изгиба и в том, что называется первой несинфазной изгибной формой колебаний вибрационного расходомера 5. Возбудитель 104 может содержать одну из многих общеизвестных компоновок, например магнит, установленный на трубке 103A, и встречно-включенную обмотку, установленную на трубке 103B. Переменный ток пропускается через встречно-включенную обмотку, чтобы заставить колебаться обе трубки. Электроникой 20 измерителя подается подходящий сигнал возбуждения к возбудителю 104 посредством провода 110. Предполагаются и другие возбудители, и они входят в объем описания и формулы изобретения.

Электроника 20 измерителя принимает сигналы датчиков по проводам 111 и 111′ соответственно. Электроника 20 измерителя выдает сигнал возбуждения по проводу 110, который (сигнал) заставляет возбудитель 104 колебать трубки 103A и 103B. Предполагаются и другие датчики, и они входят в объем описания и формулы изобретения.

Электроника 20 измерителя обрабатывает левый и правый сигналы скорости от чувствительных элементов 105 и 105′, чтобы вычислять, в том числе, расход. Канал 26 связи предоставляет средство ввода и вывода, которое позволяет электронике 20 измерителя взаимодействовать с оператором или с другими электронными системами. Описание фиг.1 предоставляется лишь в качестве примера работы устройства непосредственного измерения в устье скважины и не предназначено для ограничения идеи настоящего изобретения.

Электроника 20 измерителя в одном варианте осуществления конфигурируется для колебания расходомерных трубок 103A и 103B. Колебание выполняется возбудителем 104. Электроника 20 измерителя дополнительно принимает результирующие колебательные сигналы от чувствительных элементов 105 и 105′. Колебательные сигналы содержат ответные колебания расходомерных трубок 103A и 103B. Электроника 20 измерителя обрабатывает ответные колебания и определяет частоту отклика и/или разность фаз. Электроника 20 измерителя обрабатывает ответные колебания и определяет одно или несколько измерений расхода, включая массовый расход и/или плотность флюида. Предполагаются и другие характеристики ответных колебаний и/или измерения расхода, и они входят в объем описания и формулы изобретения.

В одном варианте осуществления расходомерные трубки 103A и 103B выполнены в виде практически подковообразных расходомерных трубок, как показано. В качестве альтернативы в других вариантах осуществления устройство измерения в устье скважины может заключать в себе практически прямые расходомерные трубки. Могут использоваться дополнительные формы и/или конфигурации расходомера, и они входят в объем описания и формулы изобретения.

Фиг.2 - блок-схема электроники 20 измерителя в устройстве 5 непосредственного измерения в устье скважины в соответствии с изобретением. Устройство 5 непосредственного измерения в устье скважины во время работы предоставляет различные значения измерения, которые можно вывести, включая измеренное или усредненное значение содержания воды, расхода нефти, расхода воды и общего расхода, включая, например, объемный и массовый расход.

Устройство 5 непосредственного измерения в устье скважины формирует ответные колебания. Ответные колебания принимаются и обрабатываются электроникой 20 измерителя, чтобы сформировать одно или несколько значений измерения флюида. Значения можно контролировать, записывать, подсчитывать и выводить.

Электроника 20 измерителя включает в себя интерфейс 201, систему 203 обработки, связанную с интерфейсом 201, и систему 204 хранения, связанную с системой 203 обработки. Хотя эти компоненты показаны как отдельные блоки, следует понимать, что электроника 20 измерителя может состоять из различных сочетаний интегральных и/или дискретных компонентов.

Интерфейс 201 конфигурируется для осуществления связи с расходомером 10 в сборе в устройстве 5 измерения. Интерфейс 201 может конфигурироваться для соединения с проводами 100 (см. фиг.1) и обмена сигналами с возбудителем 104 и чувствительными элементами 105 и 105'. Интерфейс 201 может дополнительно конфигурироваться для осуществления связи по каналу 26 связи, например с внешними устройствами.

Система 203 обработки может быть выполнена в любом виде системы обработки. Система 203 обработки конфигурируется для извлечения и исполнения сохраненных процедур 205, чтобы управлять устройством 5 непосредственного измерения в устье скважины. Система 204 хранения может хранить процедуры, включающие процедуру 205 измерения в устье скважины, процедуру 209 взвешенной по массе плотности, процедуру 210 взвешенной по массе вязкости, процедуру 211 взвешенной по массе температуры и процедуру 213 обнаружения вовлечения газа. Предполагаются и другие процедуры измерения/обработки, и они входят в объем описания и формулы изобретения. Система 204 хранения может хранить измерения, принятые значения, рабочие значения и другую информацию. В некоторых вариантах осуществления система хранения хранит массовый расход 221 (m), плотность 222 (p), вязкость 223 (μ), температуру 224 (T), произведение 234 массы и плотности (m p), произведение 235 массы и вязкости (m μ), произведение 236 массы и температуры (m T), взвешенную по массе плотность 241 (pmass-weighted), взвешенную по массе вязкость 242 (μmass-weighted), взвешенную по массе температуру 243 (Tmass_weighted), пороговую величину 244 вовлечения газа и долю 248 вовлечения газа. Процедура 205 измерения может создавать и сохранять количественные определения флюидов и измерения расхода. Эти значения могут содержать практически мгновенные значения измерения либо могут содержать суммарные или накопленные значения. Например, процедура 205 измерения может формировать измерения массового расхода и сохранять их в хранилище 221 массового расхода. Процедура 205 измерения может формировать измерения плотности и сохранять их в хранилище 222 плотности. Значения массового расхода и плотности определяются из ответных колебаний, как обсуждалось ранее и известно в данной области техники. Массовый расход может содержать практически мгновенное значение массового расхода, может содержать выборку массового расхода, может содержать усредненный массовый расход за интервал времени или может содержать накопленный массовый расход за интервал времени. Интервал времени может выбираться соответствующим временному блоку, в течение которого обнаруживаются некоторые состояния флюида, например, состояние флюида только с жидкостью или, в качестве альтернативы, состояние флюида, включающее в себя жидкости и вовлеченный газ. К тому же предполагаются и другие количественные определения массового расхода, и они входят в объем описания и формулы изобретения.

На фиг.3 показано несколько отдельных скважин на месторождении, причем все они выдают некоторое количество нефти, воды и природного газа. Все эти скважины выдают поток в промысловый сепаратор, где потоки газа и жидкости измеряются отдельно, затем воссоединяются и отправляются дальше в эксплуатационный сепаратор. Обычно также используется менее крупный контрольный сепаратор для проверки одиночных скважин на периодической основе, например, один раз в месяц. С помощью этой системы поведение отдельной скважины известно только один раз в месяц, и в промежутке могут значительно измениться условия. Однако в соответствии с настоящим изобретением при непосредственном измерении в устье скважины, включающем в себя устройство 5 непосредственного измерения в устье скважины, в каждой из красных окружностей возможен постоянный мониторинг каждой скважины, и можно принимать обоснованные повседневные оперативные решения.

В соответствии с примерными вариантами осуществления устройства измерения Кориолиса в устье скважины обладают возможностью обнаруживать даже небольшие количества вовлеченного газа в потоке жидкости посредством измерения энергии возбуждения трубы, известной как диагностическое усиление возбуждения. Усиление возбуждения является мерой величины энергии возбуждения, необходимой для поддержания расходомерных трубок в измерителе Кориолиса колеблющимися с постоянной амплитудой. Для однофазного измерения газа или жидкости усиление возбуждения низкое и устойчивое, так как для колебания структуры с ее собственной частотой необходима относительно небольшая энергия. Однако, когда в жидкости присутствуют даже небольшие количества газа, или в газе присутствуют небольшие количества жидкости, необходимая для колебания энергия возбуждения значительно увеличивается. Это делает усиление возбуждения очень надежным симптомом обнаружения для вовлеченного газа.

Однако газ не является единственным условием, которое оказывает воздействие на усиление возбуждения. В соответствии с настоящими вариантами осуществления, например, каждое устройство непосредственного измерения в устье скважины обладает разным базовым усилением возбуждения, определенным, когда флюид в измерителе является однофазным. Разные базовые уровни измерителя обусловлены размерами расходомерных трубок и демпфированием различных компонентов. Также в заданном устройстве измерения каждый отдельный блок, или порядковый номер, обладает немного разным базовым усилением возбуждения. Более того, вязкость флюида также может оказывать воздействие на усиление возбуждения. Жидкости с большей вязкостью вызывают немного большее усиление возбуждения. Хотя ни модель датчика, ни вязкость флюида не влияют на усиление возбуждения так, как вовлеченный газ влияет на усиление возбуждения, оба этих воздействия в идеале следует компенсировать, чтобы сделать возможным самое чувствительное обнаружение вовлеченного газа.

Говорят, что имеется наличие газа, когда усиление возбуждения превышает пороговую величину. В одном варианте осуществления пороговая величина усиления возбуждения может определяться использованием заводских базовых значений усиления возбуждения, устанавливаемых во время калибровки измерителя или во время проверки на заводе. Это устраняет отклонение по базовому усилению возбуждения у данного устройства измерения или порядкового номера. В другом варианте осуществления пороговая величина усиления возбуждения может определяться неким алгоритмом для установления различных пороговых уровней во время работы. Например, приблизительно 0% усиление возбуждения газовой фракции можно установить, когда параметры расхода и плотности устойчивы, так как из вышеупомянутых влияний на усиление возбуждения только многофазные состояний обычно вызывают повышенный шум. При реализации это может включать в себя корректирование известной вязкости и/или измеренного содержания воды, так как оба могут обладать небольшим влиянием на усиление возбуждения. Кроме того, после компенсации вышеупомянутых влияний с использованием базового усиления возбуждения и алгоритма пороговой величины усиления возбуждения можно снизить пороговую величину усиления возбуждения для более точного обнаружения наличия очень малых газовых фракций. Это может привести к большей точности в сообщении значений измерения только для жидкости. В еще одном варианте осуществления пороговая величина усиления возбуждения может определяться базовым значением, устанавливаемым во время установки настоящего устройства измерения или как часть процесса запуска на каждой скважине.

В моменты, когда усиление возбуждения низкое и устойчивое, газ отсутствует в трубопроводе, и можно предполагать, что все измерения точные в рамках спецификаций обычного расходомера. Многие скважины включают в себя только периодический вовлеченный газ (называемый "перемежающимся" среди прочих названий), и в течение часа или дня наверняка существует интервал времени, где газ не присутствует. В течение этого времени усиление возбуждения низкое и устойчивое, и расходу, плотности и любому другому измерению, выполненному измерителем, можно доверять и выводить пользователю или записывать для статистического анализа. Это сделало бы возможным точное определение содержания воды, расхода нефти и расхода воды в том периоде низкого усиления возбуждения, так как в то время выполняются требования к следующим уравнениям:

1.

2.

Здесь ϕ_w и ϕ_o являются соответствующими фракциями воды и нефти во флюиде, а ρ_w и ρ_o являются соответствующими известными плотностями воды и нефти. Первое уравнение говорит о том, что фракции фаз равны в сумме 1, а второе уравнение говорит о том, что измеренная плотность является взвешенной суммой компонентов нефти и воды. Электроника расходомера может использовать вышеприведенные уравнения для определения фазовых фракций при отсутствии газа. Если увлекается газ, то фактически существуют три фазовые фракции, и поэтому вышеприведенные уравнения не имеют силу. В отличие от фазовых фракций, содержания воды и отдельных расходов нефти/воды, которые могут быть неточными при наличии газа, общие массовые или объемные расходы смеси можно выводить в любое время с более приемлемой точностью, так как они не опираются на уравнения 1 и 2. В вариантах осуществления результаты измерений могут иметь вид мгновенных значений или усредненного значения за конкретный интервал времени.

В качестве примера, а не ограничения, устройство непосредственного измерения в устье скважины может иметь два режима вывода. Устройство измерения может работать в этих режимах по отдельности либо одновременно. В примерных вариантах осуществления выходные переменные в каждом из режимов могут быть аналогичными; а в других вариантах осуществления могут включать в себя различия в том, как обрабатываются и выводятся переменные. Например, выходные переменные могут включать в себя, но не ограничиваются: переменные потока, диагностическую информацию и предупреждения пользователя. В вариантах осуществления переменные потока (также называемые количественными переменными) могут включать в себя, но не ограничиваются: массовый расход, объемный расход, плотность, содержание воды и нетто-объем добычи нефти. В вариантах осуществления диагностическая информация (также называемая качественными переменными) может включать в себя, но не ограничивается: температуру, уровень достоверности у точности переменных потока, обнаружение многофазных состояний, продолжительности времени у интервалов времени снимка (которые заданы в следующих абзацах), в течение которых можно обнаружить газ (взвешенным по массе, объему или временному компоненту потока), и информацию о многофазных состояниях; например, газовая фракция и постоянное или перемежающееся вовлечение газа.

Фиг.4 показывает блок-схему алгоритма способа в устройстве измерения в устье скважины в соответствии с первым режимом вывода из примерных вариантов осуществления. Для удобства во всем описании первый режим вывода будет называться режимом "снимка". В соответствии с фиг.4 устройство измерения в устье скважины устанавливается на отдельном устье скважины в месторождении устьев скважин. Как часть установки на этапе 401 устройство измерения включает в себя индивидуальные настройки и конфигурации в интересах оператора устройства. Например, конфигурации и настройки могут определяться исследованием буровой площадки или испытанием скважины, географическим местоположением, типом скважины (например, свободнотекучая или с подъемом), расходом, плотностью и поведением вовлеченного газа в измеряемом флюиде. Соответственно, оператор может определить надлежащую установку устройства измерения, включая то, какие результаты подходят для конкретной буровой площадки. Например, в соответствии с режимом снимка надлежащая установка может включать в себя, но не ограничивается: заранее установленный интервал времени снимка (который обсуждается ниже) для измерения поведения скважины, определенную пороговую величину усиления возбуждения (которая объяснялась ранее), пороговые уровни для обнаружения характера и доли многофазных состояний, и конкретные выходные переменные, необходимые оператору.

На этапе 402 после принятия различных конфигураций и настроек устройство измерения готово к работе. В качестве варианте осуществления в режиме снимка инициируется таймер интервала времени снимка (этап 403). В этом режиме, например, интервал времени снимка определяется либо оператором, либо определяется автоматически устройством измерения на основе состояний потока, и может быть либо равномерным, либо неравномерным по длительности. На протяжении интервала времени снимка каждая выходная переменная усредняется. В конце интервала времени снимка выводится усредненное значение каждой переменной. Однако, чтобы повысить точность результатов переменных потока, усреднение может происходить только тогда, когда усиление возбуждения ниже пороговой величины усиления возбуждения (этап 404). В течение длительностей интервала времени снимка, где усиление возбуждения выше пороговой величины усиления возбуждения, на этапе 405 прекращается непрерывное усреднение переменных потока; тем не менее, устройство измерения может по-прежнему контролировать поток, чтобы определять вышеупомянутую диагностическую информацию и предупреждения пользователя. В этом случае устройство измерения работает для непрерывного усреднения значений других переменных, или качественных переменных, которые не требуют высокой точности измерения или не искажаются ощутимо из-за наличия вовлеченного газа. Например, эти переменные могут включать в себя, но не ограничиваются: температуру, газовую фракцию или индикаторы достоверности, связанные с текущим интервалом времени снимка (этап 405). Когда завершается интервал времени снимка (этап 406); например, когда инициированный интервал времени снимка равен заранее установленному интервалу времени снимка, выводится одно усредненное значение данных для каждой переменной, соответственно. На этапе 407, если жесткие многофазные состояния существуют на всем интервале времени снимка, то в вариантах осуществления некоторые переменные, например, переменные потока, могут не сообщаться или могут сообщаться вместе с индикатором низкого уровня достоверности. В этом случае можно выводить усредненные значения качественных переменных. Кроме того, предупреждение пользователя может формироваться в качестве предупреждения, что в течение соответствующего интервала времени снимка не были получены никакие точные значения измерения для переменных потока.

В аспектах режима снимка факторы при определении индикатора уровня достоверности включают в себя, но не ограничиваются: массовую долю, которая прошла через устройство измерения в течение интервала снимка, когда доля вовлеченного газа превышала пороговую величину усиления возбуждения, и долю времени в течение интервала снимка, когда доля вовлеченного газа превышала пороговую величину усиления возбуждения. В аспектах режима снимка измерение достоверности может определяться в течение интервала времени снимка. Например, в конце интервала времени снимка одно значение достоверности выводится для конкретного интервала времени снимка. Кроме того, в случаях, где выводятся две или более усредненных переменных данных, одно значение достоверности выводится соответственно для каждой усредненной переменной данных в конце интервала времени снимка.

Преимущественно, что использование режима снимка может позволить пользователю видеть только значения данных, которые измеряются, когда усиление возбуждения ниже пороговой величины усиления возбуждения, и соответственно, являются более точными. Соответственно, использование режима снимка может уменьшить количество значений данных, которые выводятся, может позволить оператору визуализировать более длительные тенденции в значениях данных и может отфильтровать изменчивость и неточность в значениях данных потока, которые создаются многофазными состояниями.

Фиг.5 показывает блок-схему алгоритма способа в устройстве измерения в устье скважины в соответствии со вторым режимом вывода из примерных вариантов осуществления. Для удобства во всем описании второй режим вывода может называться "мгновенным" режимом. В соответствии с фиг.5 устройство измерения в устье скважины устанавливается на отдельном устье скважины в месторождении устьев скважин. На этапе 501 как часть установки устройство измерения включает в себя индивидуальные настройки и конфигурации в интересах оператора устройства. Например, конфигурации и настройки могут определяться исследованием буровой площадки или испытанием скважины, географическим местоположением, типом скважины (например, свободнотекучая или с подъемом), расходом, плотностью и поведением вовлеченного газа в измеряемом флюиде. Соответственно, оператор может определить надлежащую установку устройства измерения, включая то, какие результаты подходят для конкретной буровой площадки. Например, в соответствии с мгновенным режимом надлежащая установка может включать в себя, но не ограничивается: равномерную скорость вывода для мгновенного режима (обсуждается ниже) для измерения поведения скважины, определенную пороговую величину усиления возбуждения (объяснялась ранее), пороговые уровни для обнаружения характера и доли многофазных состояний, конкретные выходные переменные, необходимые оператору, и характерные значения данных измерений (если есть), которые нужно поддерживать во время мгновенного режима и выводить с заранее установленной скоростью.

После принятия различных конфигураций и настроек устройство измерения готово к работе (этап 502). Аналогично режиму снимка, в мгновенном режиме количество выводимых данных может определяться устройством измерения или может задаваться пользователем. Однако в отличие от режима снимка, каждое значение данных является, например, мгновенным отсчетом устройства измерения. Соответственно, в вариантах осуществления количество вывода в мгновенном режиме может быть гораздо больше, нежели в режиме снимка. В мгновенном режиме, когда доля вовлеченного газа ниже определенной пороговой величины усиления возбуждения, все переменные выводятся с заранее установленной скоростью (этап 503). Если в потоке существуют многофазные состояния, то временное исправление пузырьков (TBR) может использоваться одновременно с устройством измерения и может включаться автоматически устройством измерения или может инициироваться оператором вручную. Однако, если скважина имеет высокую газовую фракцию с постоянным вовлечением, то TBR не подходит для нужд оператора. В этом сценарии постоянного вовлечения газа мгновенный режим уже не будет выводить количественные переменные потока. На этапе 504, когда доля вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения, мгновенный режим выводит переменные, которые не требуют точности или не искажаются ощутимо из-за наличия вовлеченного газа (также называемые качественными переменными), включая, но не только: предупреждения пользователя и диагностическую информацию, включающую в себя индикаторы достоверности. Кроме того, в этом случае по отношению к переменным потока, которые требуют точности при измерении, мгновенный режим может хранить последнее значение нужных переменных потока и выводить эти значения в заранее установленный и равномерный интервал времени.

В отличие от хранения последнего значения нужных переменных потока (как объяснялось в этом документе), TBR используется для хранения последнего значения плотности, когда повышается усиление возбуждения, с целью вывода объемного расхода жидкой части потока (и отбрасывания объемного расхода газа). Во время процедуры TBR массовый расход допускается неустойчивым. В TBR целью является продолжение точного считывания массового расхода (например, он уменьшается пропорционально количеству газа), тогда как значение плотности удерживается в значении только для жидкости. Таким образом, при делении массу на плотность выводимый объемный расход является объемным расходом только для жидкости. Проблема в том, что разделение вызывает занижение массового расхода, которое может быть довольно большим и трудно предсказуемым. Рассмотрим пример внезапного введения 10%-ной газовой фракции в поток воды со скоростью 100 фунтов/мин. Обычно вследствие введения газа плотность упала бы с 1 г/куб.см. примерно до 0,9 г/куб.см., но благодаря TBR плотность вместо этого удерживается постоянной на 1 г/куб.см. Массовый расход должен упасть со 100 футов/мин примерно до 90 футов/мин (вследствие незначительной массы газа). Однако вместо этого разделение заставило бы массовый расход упасть до 75 футов/мин, что вызывает очень приблизительное предсказание объемного расхода жидкости во время прохождения газовой пробки.

Здесь m_mixture является измеренным массовым расходом во время газовой пробки, а ρ_liquid является "хранимым" значением плотности до газовой пробки. Истинный массовый расход смеси по существу равен массовому расходу жидкости из-за незначительной массы газа.

В примерных вариантах осуществления настоящего изобретения можно сделать допущение, которое улучшает известные реализации TBR. Это допущение утверждает, что общий объемный расход смеси жидкости и газа является постоянным в течение продолжительности времени прохождения случайной пробки газа через устройство измерения. Это допущение можно сделать для непосредственного измерения в устье скважины, потому что прохождение случайных пробок газа незначительно влияет на общую потерю давления (или потерю напора) во всей трубопроводной сети. На потерю напора в трубопроводной сети влияют многие сущности, включая вязкость, но больше всего влияет скорость, потому что скорость является квадратным членом в уравнении потери напора для течения в трубах (см. уравнение Дарси-Вейсбаха). Если потеря напора остается постоянной, что предполагается на относительно короткой длительности прохождения газовой пробки через измеритель, то из этого следует, что скорость может оставаться относительно постоянной в течение такой же продолжительности времени, и поэтому объемный расход также может оставаться относительно постоянным.

Соответственно, допуская постоянный общий объемный расход, можно использовать измеренное значение плотности во время прохождения пробки газа (например, плотности смеси) вместе с известной плотностью только жидкости, обнаруженных в течение продолжительностей времени низкого усиления возбуждения (где обнаруживается, что доля вовлеченного газа ниже заранее установленной пороговой величины усиления возбуждения), чтобы определить фазовую фракцию жидкости. Эту фазовую фракцию жидкости можно умножить на общий объемный расход (который удерживается постоянным), чтобы получить объемный расход жидкости, который является нужной величиной. Важным отличием между этим подходом из настоящего изобретения и TBR является то, что в аспектах настоящего изобретения мы используем измерение плотности вместо измерения массового расхода во время пробки газа, чтобы определить характеристики потока жидкости. Как и на массовый расход, на плотность также может влиять разделение, и отчасти содержит ошибку во время газовой пробки. Однако ошибка в плотности может быть гораздо менее серьезной и гораздо более предсказуемой, что приводит к значительному улучшению общего расхода только жидкости во время прохождения пробок. Этот описанный аспект настоящего изобретения можно осуществить только благодаря допущению постоянного объемного расхода, что характерно для измерения в устье скважины, включающего длинные сети трубопроводов и относительно устойчивые расходы, по меньшей мере во временном масштабе прохождения пробки газа через измеритель.

Здесь ϕ_liquid является фазовой фракцией жидкости, ρ_liquid является "хранимым" значением плотности, ρ_mixture является измеренным значением плотности во время газовой пробки, и ρ_gas можно оценивать в соответствии с давлением или допускать равным нулю. Хотя ρ_mixture содержит ошибку из-за разделения, величина ошибки гораздо меньше, чем ошибка в m_mixture, измеренном значении массового расхода смеси, используемом в стандартном алгоритме TBR. Влияние разделения на плотность также гораздо более предсказуемо и может частично компенсироваться допущением постоянного коэффициента разделения.

Соответственно, например, в вариантах осуществления с мгновенным режимом устройство измерения может контролировать поток при любом состоянии потока, будь то многофазный или однофазный, чтобы формировать диагностическую информацию и предупреждения пользователя, связанные с выводимыми переменными измерения. В качестве примера, а не ограничения, хотя обсуждаемые выше признаки, связанные с хранением последнего значения нужных переменных потока, описаны в отношении мгновенного режима, в других вариантах осуществления настоящего изобретения эти признаки можно реализовать в режиме снимка.

Во время работы использование мгновенного режима позволяет оператору видеть краткосрочные тенденции скважины, но в некоторых вариантах осуществления этот режим может не давать точных результатов в рамках нужной продолжительности времени, когда многофазные состояния жесткие либо постоянные. В этих случаях, например, оператору могут предоставляться сигналы тревоги и предупреждения, связанные с количественными и качественными переменными и соответствующими индикаторами уровня достоверности.

В аспектах мгновенного режима факторы при определении индикатора уровня достоверности включают в себя, но не ограничиваются: совокупное скользящее среднее доли времени, когда доля вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения, массовую долю, которая течет через устройство измерения, когда доля вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения, и количество длительностей, где доля вовлеченного газа ниже определенной пороговой величины усиления возбуждения.

В других вариантах осуществления настоящего изобретения индикатор достоверности может основываться на количестве времени в течение заданного интервала времени, в течение которого обнаруживается вовлечение газа. В качестве альтернативы индикатор достоверности может вычисляться на основе части массового или объемного расхода, которая возникает при вовлеченном газе, по сравнению с общим массовым или объемным расходом в течение заданного интервала времени измерения. В качестве альтернативы индикатор уровня достоверности может основываться на вычислении изменчивости потока. В качестве альтернативы индикатор уровня достоверности может основываться на взвешенной комбинации вышеупомянутых способов. Индикатор достоверности можно представить посредством отображения, планок погрешностей, сигналов тревоги и/или любой известной шкалы для иллюстрации относительной достоверности при измерении.

В примерных вариантах осуществления индикатор достоверности может конфигурироваться для периодического измерения и вывода, чтобы помочь оператору интерпретировать относительные изменения у переменных измерения скважины. Например, если устройство измерения определяет сильный постоянный вовлеченный газ, и соответственно, достоверность при измерениях низкая, то небольшое относительное изменение расхода скважины можно безопасно игнорировать до тех пор, пока не получены измерения с большей достоверностью. Однако, если вовлеченный газ слабый или периодический, с соответствующей высокой достоверностью при измерениях, то оператор может интерпретировать изменение измеренного расхода скважины как настоящее изменение производительности. Относительные изменения и значения достоверности могут определяться для ежечасных, ежедневных и еженедельных увеличений. В случаях, где определяется большее относительное изменение, оператор может определить, необходима ли более тщательная проверка.

В аспекте вариантов осуществления оператору может предоставляться предупреждение, если переменная потока - содержание воды - превысила заранее установленные пороговые величины. Например, если измеряется, что переменная потока - содержание воды - больше 99%, то скважина уже не производит достаточно нефти, чтобы оправдывать дальнейшую эксплуатацию, и предоставляется предупреждение, чтобы уведомить оператора.

В аспекте вариантов осуществления устройство измерения может включать в себя график за прошлое время, показывающий значения измерения переменных потока и соответствующие отметки времени для указания относительных изменений дебита скважины со временем.

В аспекте вариантов осуществления предоставляется статистический анализ переменных измерения вместе с индикаторами уровня достоверности в отношении, соответственно, тех измерений. Анализ переменных измерения и индикаторов уровня достоверности оказал бы помощь оператору в предотвращении сигналов ложной тревоги.

В аспекте вариантов осуществления интервалы времени измерения могут отличаться от ежечасных, ежедневных и еженедельных; а также могут настраиваться под потребности оператора.

В аспекте вариантов осуществления оператору может предоставляться предупреждение или сигнал тревоги, если переменные потока у скважины значительно изменились вследствие изменения состояния потока на основе доли вовлеченного газа, превышающей заранее установленную пороговую величину усиления возбуждения.

В одном аспекте сигнал тревоги предоставляется для рекомендации, что скважину нужно проанализировать контрольным сепаратором вследствие обнаруженного существенного изменения в переменных потока, включающих: расход, содержание воды или другие измеренные либо вычисленные переменные.

В других аспектах суммарное количество нефти и воды приводится периодически, если значения расхода с достаточно высокой достоверностью записываются в течение заранее установленной продолжительности времени. Кроме того, можно предоставить приближенное показание общего расхода смеси, включая оценку достоверности измерения.

В вариантах осуществления электрические погружные насосы (ESP) могут быть необходимы в скважинах для активного выкачивания жидкостей на поверхность. Насосы могут устанавливаться в скважину, и исторически ими было трудно эффективно управлять из-за отсутствия информации о расходе. Насосы, например ESP, проектируются для наиболее эффективного управления при определенных расходах. Измерения расхода, проведенные непосредственно в устье скважины, как предусмотрено вариантами осуществления настоящего изобретения, делают возможной работу насосов с оптимальной эффективностью, снижая затраты на электроэнергию и предотвращая повреждение насосов.

Кроме того, если зонд измерения содержания воды, звуковой измеритель газовой фракции или второе устройство измерения в устье скважины используется совместно с примерным вариантом осуществления, то можно предоставить приблизительное указание содержания воды, газовой фракции и расходов нефти и воды вместе с индикаторами достоверности, даже когда присутствует газ. В таких случаях могут предоставляться графики за прошлое время и предупреждения на основе этих измерений. Также могут предоставляться различные средства диагностики, указывающие продолжительность времени, когда существовали многофазные состояния, в отличие от однофазных состояний.

Преимущественно, что в варианте осуществления настоящего изобретения один измеритель для непосредственного измерения в устье скважины может конфигурироваться в каждой скважине или в комплексе скважин. Преимущественно, что патентоспособные аспекты настоящего изобретения предоставляют гораздо больше информации, чем испытание скважины раз в месяц, и гораздо меньшие затраты, чем известное в данной области техники средство многофазных измерений.

Средние специалисты в данной области техники примут во внимание, что устройство непосредственного измерения в устье скважины может работать непрерывно или работать только в различные моменты на основе заданной пороговой величины усиления возбуждения или состояний текучих веществ. В качестве примера, а не ограничения, разрешение оператору выбирать, какой режим измерения в устье скважины является оптимальным, входит в объем настоящего изобретения. В качестве другого примера, а не ограничения, устройство измерения можно предварительно запрограммировать. В качестве еще одного примера могут быть необходимы разные средства диагностики и индикаторы измерения для разных типов конфигураций измерения.

Настоящее описание изображает конкретные примеры для обучения специалистов в данной области техники тому, как создать и использовать лучший вариант осуществления изобретения. С целью обучения патентоспособным принципам некоторые традиционные аспекты упрощены или пропущены. Специалисты в данной области техники примут во внимание отклонения от этих примеров, которые входят в объем изобретения.

Подробные описания вышеупомянутых вариантов осуществления не являются исчерпывающими описаниями всех вариантов осуществления, которые авторы изобретения предполагают входящими в объем изобретения. Конечно, специалисты в данной области техники признают, что некоторые элементы вышеописанных вариантов осуществления можно по-разному объединять или исключать для создания дополнительных вариантов осуществления, и такие дополнительные варианты осуществления входят в объем и идеи изобретения. Средним специалистам в данной области техники также станет очевидно, что вышеописанные варианты осуществления можно полностью или частично объединять для создания дополнительных вариантов осуществления в рамках объема и идей изобретения.

Таким образом, хотя конкретные варианты осуществления и примеры изобретения описываются в этом документе с пояснительными целями, возможны различные эквивалентные модификации в рамках объема изобретения, что признают специалисты в соответствующей области техники. Предоставленные в этом документе идеи могут применяться к другим вариантам осуществления помимо описанных выше и показанных на прилагаемых чертежах. Соответственно, объем изобретения определяется из нижеследующей формулы изобретения.

Изобретение относится к устройствам и способам непосредственного измерения расхода в устье скважины. Устройства и способы проведения измерений с помощью расходомера в устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий этапы, на которых: определяют долю вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, причем доля вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения расходомера; выводят по меньшей мере одно показание на основе определенной доли вовлеченного газа и выводят соответствующий индикатор достоверности, коррелирующий по меньшей мере с одним показанием. Технический результат – повышение надежности и точности. 6 н. и 21 з.п. ф-лы, 5 ил.

1. Способ проведения измерений с помощью расходомера на устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий этапы, на которых:

определяют долю вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, причем доля вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения расходомера;

выводят по меньшей мере одно показание на основе определенной доли вовлеченного газа и

выводят соответствующий индикатор достоверности, коррелирующий по меньшей мере с одним показанием.

2. Способ по п.1, в котором по меньшей мере одно показание включает в себя по меньшей мере одно из: переменных потока, диагностической информации и предупреждений пользователя.

3. Способ по п.2, в котором переменные потока включают в себя по меньшей мере одно из: массового расхода, объемного расхода, плотности, содержания воды и нетто-объема добычи нефти.

4. Способ по п.2, в котором диагностическая информация включает в себя по меньшей мере одно из: температуры; обнаружения многофазных состояний; продолжительностей времени в интервалах времени измерения, где вовлеченный газ превышает определенную пороговую величину усиления возбуждения; и информации о многофазных состояниях, причем информация о многофазных состояниях включает в себя по меньшей мере одно из: газовой фракции, постоянного вовлечения и перемежающегося вовлечения газа.

5. Способ по п.1, в котором этап, на котором выводят по меньшей мере одно показание, включает в себя этап, на котором непрерывно усредняют переменную потока из по меньшей мере одного показания по заранее установленному интервалу времени и выводят соответствующее одно усредненное значение данных по меньшей мере у одной переменной потока.

6. Способ по п.5, в котором заранее установленный интервал времени определяется одним из пользователя и состояний потока, причем состояния потока включают в себя одно из периодического перемежающегося и постоянного вовлечения.

7. Способ по п.5, в котором заранее установленный интервал времени является одним из равномерного и неравномерного по длительности.

8. Способ по п.5, в котором непрерывно усредненная переменная потока включает в себя переменную потока, определенную в том случае, если доля вовлеченного газа ниже определенной пороговой величины усиления возбуждения.

9. Способ по п.5, в котором непрерывно усредненная переменная потока включает в себя переменную потока определенную в том случае, если доля вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения.

10. Способ по п.1, в котором этап, на котором выводят по меньшей мере одно показание, включает в себя этап, на котором выводят по меньшей мере одну мгновенную переменную в заранее установленные и равномерные интервалы времени.

11. Способ по п.10, в котором вывод по меньшей мере одной мгновенной переменной включает в себя по меньшей мере одно из: переменных потока, диагностической информации и предупреждений пользователя, если доля вовлеченного газа ниже определенной пороговой величины усиления возбуждения.

12. Способ по п.10, в котором вывод по меньшей мере одной мгновенной переменной включает в себя по меньшей мере одно из: диагностической информации и предупреждений пользователя, если доля вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения.

13. Способ по п.12, в котором этап, на котором выводят по меньшей мере одну мгновенную переменную, дополнительно включает в себя этап, на котором сохраняют последнее значение данных у переменных потока и выводят хранимое последнее значение данных, коррелирующее с заранее установленными и равномерными интервалами времени.

14. Способ по п.1, в котором соответствующий индикатор достоверности основывается на продолжительности времени в интервале времени измерения, где обнаруживается вовлечение газа.

15. Способ по п.1, в котором соответствующий индикатор достоверности основывается на вычисленном сравнении части одного из массового или объемного расхода, возникающего при вовлечении газа, и одного из общего массового и общего объемного расхода в течение интервала времени измерения.

16. Способ по п.1, в котором соответствующий индикатор достоверности основывается на вычислении состояний потока, причем состояния потока включают в себя одно из периодического перемежающегося и постоянного вовлечения.

17. Способ по п.5, в котором соответствующий индикатор достоверности основывается по меньшей мере на одном из: массовой доли в течение заранее установленного интервала времени, где доля вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения, доли времени, где доля вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения, и общего объемного расхода.

18. Способ по п.10, в котором соответствующий индикатор достоверности основывается по меньшей мере на одном из: совокупного скользящего среднего доли времени, когда доля вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения, доли массового расхода, где доля вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения, количества продолжительностей времени, где доля вовлеченного газа ниже определенной пороговой величины усиления возбуждения, и общего объемного расхода.

19. Способ по п.1, в котором по меньшей мере одна скважина включает в себя электрические погружные насосы.

20. Способ по п.1, в котором этап, на котором определяют пороговую величину усиления возбуждения, включает в себя этап, на котором определяют, включают ли состояния потока по меньшей мере одно из: газовой фракции, постоянного вовлечения и перемежающегося вовлечения газа.

21. Способ по п.1, в котором этап, на котором определяют пороговую величину усиления возбуждения, включает в себя этапы, на которых:

сохраняют по меньшей мере одно из заводских базовых значений усиления возбуждения, заданных во время калибровки измерителя;

вычисляют по меньшей мере один период времени, где измеренное усиление возбуждения низкое и устойчивое; и

задают пороговую величину усиления возбуждения на основе измеренного усиления возбуждения, коррелирующего по меньшей мере с одним из интервалов времени.

22. Способ по п.21, включающий в себя этап, на котором:

корректируют пороговую величину усиления возбуждения на основе измеренного содержания воды и увеличений вязкости.

23. Способ проведения измерений с помощью расходомера в устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий этапы, на которых:

определяют долю вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, где доля вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения расходомера; и

выводят по меньшей мере одно показание на основе определенной доли вовлеченного газа, в котором этап, на котором выводят по меньшей мере одно показание, включает в себя этап, на котором непрерывно усредняют по меньшей мере одну переменную потока по заранее установленному интервалу времени и выводят соответствующее одно усредненное значение данных по меньшей мере у одной переменной потока;

преобразуют долю вовлеченного газа в индикатор достоверности измерений, основанный на рабочих условиях расходомера.

24. Способ проведения измерений с помощью расходомера на устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий этапы, на которых:

определяют долю вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, где доля вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения расходомера; и

выводят по меньшей мере одно показание на основе определенной доли вовлеченного газа, в котором этап, на котором выводят по меньшей мере одно показание, включает в себя этап, на котором выводят по меньшей мере одну мгновенную переменную потока в заранее установленные и равномерные интервалы времени,

преобразуют долю вовлеченного газа в индикатор достоверности измерений, основанный на рабочих условиях расходомера.

25. Способ проведения измерений с помощью расходомера на устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий этапы, на которых:

определяют долю вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, где доля вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения расходомера, и в котором этап, на котором определяют пороговую величину усиления возбуждения расходомера, включает в себя этапы, на которых:

сохраняют по меньшей мере одно из заводских базовых значений усиления возбуждения, заданных во время калибровки измерителя;

вычисляют по меньшей мере один период времени, где измеренное усиление возбуждения низкое и устойчивое; и

задают пороговую величину усиления возбуждения на основе измеренного усиления возбуждения, коррелирующего по меньшей мере с одним из интервалов времени; и

выводят по меньшей мере одну переменную на основе определенной доли вовлеченного газа,

преобразуют долю вовлеченного газа в индикатор достоверности измерений, основанный на рабочих условиях расходомера.

26. Электроника (20) измерителя для расходомера (5) на устье скважины, причем электроника (20) измерителя содержит интерфейс (201), сконфигурированный для осуществления связи с расходомером в сборе в расходомере (5) на устье скважины и приема ответных колебаний, и систему (203) обработки, соединенную с интерфейсом (201) и сконфигурированную для:

определения доли вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, где доля вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения расходомера;

вывода по меньшей мере одного показания на основе определенной доли вовлеченного газа; и

вывода соответствующего индикатора достоверности, коррелирующего по меньшей мере с одной переменной.

27. Расходомер (5) Кориолиса, содержащий:

расходомер (10) в сборе для формирования ответных колебаний; и

электронику (20) измерителя, подключенную к расходомеру в сборе, сконфигурированную для приема и обработки ответных колебаний, чтобы сформировать по меньшей мере одно показание; причем электроника измерителя дополнительно сконфигурирована для:

определения доли вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, где доля вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения расходомера Кориолиса;

вывода по меньшей мере одного показателя на основе определенной доли вовлеченного газа и

вывода соответствующего индикатора достоверности, коррелирующего по меньшей мере с одним показателем.