Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к способу и системе и устройству для закачивания, обнаружения индикаторов и определения характеристик потока нефтяной скважины.
Уровень техники
В документе US6840316 на имя Stegemeier описана система закачивания индикатора для использования в скважине, в которой устройство электрического сопротивления в общем выполнено с возможностью расположения около части трубной конструкции скважины и подавления изменяющегося во времени электрического сигнала, передаваемого вдоль части трубной конструкции; и
скважинное электрически управляемое устройство закачивания индикатора, выполненное с возможностью электрической связи с трубной конструкцией, выполненное с возможностью приведения в действие от изменяющегося во времени электрического сигнала и выполненное с возможностью выталкивания индикаторного материала в скважину.
Сущность изобретения
Главной целью настоящего изобретения является раскрытие способа, системы, инструментов для использования системой и способа интерпретации для закачивания и обнаружения индикаторов и определения характеристик потока нефтяной скважины.
Более конкретно в изобретении представлен способ определения характеристик многофазного потока нефтяной скважины, включающий наличие по меньшей мере двух положений закачивания вдоль скважины, причем в скважине в каждом положении имеется локальный продуктивный поток целевых флюидов, воды и углеводородных флюидов, из которых по меньшей мере одно или более зональных положений расположены вдоль продуктивной зоны; а a) по меньшей мере для двух положений,
– использование локально расположенных устройств закачивания,
– синхронное закачивание по меньшей мере одного набора по меньшей мере водо–аффинного и углеводород–аффинного индикатора, причем углеводород–аффинные индикаторы должны иметь аффинность к нефти, газу или и к нефти и к газу,
– причем индикаторы должны быть оптически обнаруживаемыми,
– при этом закачивание происходит одновременно во все целевые флюиды, присутствующие в локальном продуктивном потоке. Одновременное закачивание во все целевые флюиды, присутствующие в локальном продуктивном потоке, означает, что индикаторы необходимо закачивать в и через все фазы в потоке одновременно, быстро и энергично для автоматического перемешивания индикаторов с его целевыми флюидами.
Затем стадию (b), обеспечивающую транспортировку продуктивного потока от положений закачивания в скважину к онлайн–детектору в продуктивном потоке в положении обнаружения после всех положений закачивания. Положение обнаружения может находиться в скважине, но предпочтительно находится на поверхности.
Далее (c) в положении онлайн–обнаружения проведение оптического мониторинга для обнаружения индикаторов в продуктивном потоке для определения времени поступления индикаторов,
(d) расчет времени проскальзывания в положении обнаружения между соответствующим временем поступления индикаторов воды и углеводородов при измерении в положении обнаружения,
(е) обратный перерасчет времени проскальзывания в положении обнаружения во время транспортировки и время проскальзывания в локальных зонах,
(f) на основании времени транспортировки и времени проскальзывания в локальных зонах получение характеристики поведения потока скважины и определение распределения поступления каждой фазы вдоль ствола скважины.
Изобретение также относится к зондовому устройству обнаружения для использования в способе в системе. Более конкретно изобретение относится к оптическому линейному зонду обнаружения индикатора для системы определения характеристик поступлений в многофазную нефтяную скважину в эксплуатационной трубе с продуктивным потоком,
содержащему
– одно или более инспекционных окон/линз вдоль по меньшей мере корпуса первого датчика, расположенного поперек одной или более потенциально имеющихся флюидных фаз в продуктивном потоке,
– источник света для генерирования света, способный генерировать люминесцентный свет в индикаторах
– одно или более оптических волокон через корпус датчика для направления света в и через окна в поток,
– одно или более оптических волокон через корпус датчика для приема обратно рассеянного свечения, поступающего «назад» через окно, и направления света в детектор люминесценции, выполненный с возможностью расчета значений интенсивности света для света, отображающего индикаторы, выполненный с возможностью регистрации значений интенсивности света.
Изобретение также относится к устройству закачивания индикатора для использования в способе в системе. Более конкретно, изобретение относится к устройству закачивания индикатора для системы определения характеристик многофазного потока в нефтяной скважине в эксплуатационной трубе с продуктивным потоком, которое содержит по меньшей мере один резервуар для по меньшей мере водо–аффинного или углеводород–аффинного индикатора, причем углеводород–аффинными индикаторами могут быть нефте-, газо- или нефте-газо- аффинные индикаторы, порт для закачивания, соединенный с главным каналом эксплуатационной трубы или межтрубным пространством между эксплуатационной трубой (не проиллюстрировано) и стенкой ствола скважины, выпускной канал из резервуара в порт для закачивания, выпускной клапан между выпускным каналом и портом для закачивания, электронный контроллер для выпускного клапана, содержащий счетчик времени для разрешающего сигнала для выпускного исполнительного механизма для выпускного клапана, аккумуляторный блок для приведения в действие электронного контроллера и выпускного исполнительного механизма, расположенный в главном корпусе с удлиненной оправкой для расположения параллельно эксплуатационной трубе и выполненный с возможностью образования части трубной конструкции эксплуатационной трубы.
Изобретение также относится к системе для определения характеристик многофазного потока нефтяной скважины, содержащей нефтяную скважину, имеющую эксплуатационную трубу с продуктивным потоком, причем в скважине имеется продуктивная зона и путь транспортировки после продуктивной зоны, причем продуктивная зона проводит один или более локальных продуктивных потоков;
– по меньшей мере два положения закачивания, соответствующих локальным продуктивным потокам, которые содержат потенциальные целевые флюиды, воду и углеводородные флюиды (нефть и/или газ), при этом в каждом положении закачивания
– имеется локально расположенные соответствующие устройства закачивания, каждое из которых имеет резервуар для по меньшей мере водо–аффинного и углеводород–аффинного индикатора,
– каждое устройство закачивания выполнено с возможностью одновременного закачивания набора водо–аффинного и углеводород–аффинного индикаторов
– каждое устройство закачивания кроме того выполнено с возможностью закачивания набора водо–аффинного и углеводород–аффинного индикаторов во все целевые флюиды, присутствующие в локальном продуктивном потоке
– по меньшей мере два устройства закачивания выполнены с возможностью синхронного закачивания наборов из набора индикаторов,
– онлайн–детектор в продуктивном потоке в положении обнаружения расположен дальше вдоль пути транспортировки;
детектор выполнен с возможностью проведения обнаружения индикаторов в продуктивном потоке для определения времени поступления индикаторов,
– вычислительное устройство для расчета времени проскальзывания между соответствующим временем поступления индикаторов воды и углеводородов, причем вычислительное устройство выполнено с возможностью обратного пересчета времени проскальзывания во время проскальзывания в локальных зонах,
– вычислительное устройство выполнено с возможностью, на основании времени проскальзывания в локальных зонах, интерпретации каждой зоны в качестве одного или более режимов потока или получения других характеристик.
Изобретение также относится к способу интерпретации для определения характеристик многофазного потока нефтяной скважины, включающему
– после расположения в скважине ряда инструментов для закачивания
– зная геометрию пути потока от положений закачивания до положения онлайн обнаружения для скважины, причем эта геометрия включает в себя по меньшей мере диаметры и длины труб
– регистрируя поступления ответов от индикаторов из одного или более положений закачивания в скважине
i) расчет разниц времени поступления между ответами от индикаторов из каждого положения закачивания для всех отслеживаемых фаз
ii) используя пространственные различия между положениями установки и расчетное время поступления, расчет скоростей фаз и разницы между скоростями фаз для всех отслеживаемых фаз между положениями закачивания
iii) использование репрезентативной карты режима потока для отслеживаемой скважины для установления режима потока между каждым положением закачивания на основании наблюдаемых скоростей фаз для каждой флюидной фазы
iv) использование многофазного имитатора или корреляций для многофазного потока для сопоставления наблюдаемых характеристик (скоростей и режимов) потока вдоль ствола скважины и, следовательно, для определения характеристик потока, таких как распределение поступлений отслеживаемых фаз вдоль ствола скважины.
Краткое описание чертежей
Прилагаемые фигуры иллюстрируют некоторые варианты осуществления заявленного изобретения.
На фиг. 1 представлен общий принцип мониторинга с указанными стадиями
100) выпуска индикаторного материала
200) протекания в верхнее производственное оборудование
300) обнаружения ответа индикатора
400) интерпретации ответов от индикаторов
500) полученных данных мониторинга
На указанной фиг. l показан общий принцип мониторинга. Показан общий обзор процедур мониторинга. Тремя основными компонентами применения способа являются: 100) Управляемый выпуск индикаторов в нескольких положениях вдоль скважины; 300) Обнаружение индикатора наверху с достаточно высоким временным разрешением; 400) Интерпретация сигнала индикатора с использованием многофазного имитатора или корреляций для получения зонального притока вдоль скважины по меньшей мере одной фазы, воды, нефти и/или газа.
На фиг. 2 представлена иллюстрация положения закачивания согласно варианту осуществления изобретения, и она показывает одновременное закачивание в нескольких положениях в скважину (возможно также нейтральных и распределяющихся) индикаторов нефти, воды. На фигуре приведен пример распределения индикатора в скважине. На чертеже обозначены распределяющиеся индикаторы нефти и воды на каждой станции закачивания, однако концепцию можно распространить на вариант осуществления закачивания нескольких индикаторов нефти, нескольких индикаторов воды, нескольких индикаторов газа и/или нескольких индикаторов, не имеющих сильной аффинности с какой–либо конкретной фазой.
На фиг. 3a представлен иллюстративный эскиз лабораторной схемы проведения испытания. На фигуре показан контур потока, например, прозрачный трубопровод, имеющий положение закачивания для индикаторов сверху фигуры и положение обнаружения внизу. Флюидами могут быть нефть и вода в непрерывной циркуляции. В положении обнаружения индикатора индикатор нефти обнаруживают вверху нефтяной фазы, а индикатор воды обнаруживают внизу водной фазы.
На фиг. 3b представлен график данных, показывающих измерения проскальзывания. Наблюдение за скоростью проскальзывания нефти и воды в контуре потока. Конкретный случай соответствует разделенному потоку нефти и воды. Одновременно закачивали и индикаторы нефти и воды, и наблюдали в течение нескольких кругов вокруг контура потока (длина контура 50 м, внутренний диаметр трубы контура потока 100 мм, скорость потока 250 литров в минуту, обводненность 50%).
На Фиг. 4 представлен пример верхней части сигналов, которые можно использовать для интерпретации зонального притока. Время поступления между положениями и между фазами из одного и того же положения даст скорости проскальзывания и оценки распределения поступлений или другие скважинные характеристики с адаптацией параметров модели. Следует заметить, что скорость проскальзывания может быть положительной и отрицательной (движение нефти быстрее, чем воды, или движение воды быстрее, чем нефти) в зависимости от флюидов, скоростей потоков и геометрии и топологии скважины.
На Фиг. 5 справа представлены изображения эксперимента, который проиллюстрирован на фиг. 3, показывающие быструю миграцию индикатора нефти в нефтяную фазу. Индикатор нефти сверху закачивают в систему с протекающей нефтью и водой с 50% обводненностью. Облако закачанного индикатора закачивают настолько сильно, чтобы обеспечить локальное перемешивание всех фаз. Спустя небольшое время индикаторы нефти отыскивают нефтяную фазу вверху трубы и двигаются с массой нефтяной фазы. Расстояние продвижения перед нахождением индикатора нефти в массе нефтяной фазы составляет порядка двух диаметров трубы. Расположенные дальше флуориметры как нефтяной, так и водной фазы подтверждают присутствие индикатора нефти в нефтяной фазе, а не в водной фазе.
Левая верхняя и нижняя диаграмма показывают концентрацию индикатора при измерении в положении обнаружения в тестовом контуре (с разным разрешением шкалы).
На Фиг. 6а представлен схематичный эскиз зонда, используемого для обнаружения верхней части индикатора. Установлен в трубе с потоком, F компонентов Fo, Fg, Fh (нефть, газ, вода). Линией связи (CL) с детекторами могут быть волокна для возбуждения и обнаружения индикаторов. Фланец (AP) или аналогичный порт соединения/доступа может представлять собой порт обнаружения песка, расположенный в стенке трубы, и несколько детекторов (D) на разной глубине для обнаружения в слоях разных фаз в разделенном потоке. Такой инструмент можно вставлять в эксплуатационную трубу с использованием стандартного готового к использованию оборудования, в качестве ссылки, например, инструмент Roxar HydrauL1c Retrieval, или используя существующие положения доступа в эксплуатационную трубу, такие как шаровой клапан, шиберный клапан или специальный фланец для контрольно–измерительной аппаратуры предпочтительно во время работы. Существуют известные методы вставки и извлечения на основе гидравлических и механических принципов, предлагаемые например Roxar и Mirmorax.
На фиг. 6b представлен схематичный эскиз варианта осуществления зонда, используемого для обнаружения индикатора показывающий защитную крышку и зонд во время установки, а
на фиг. 6c представлен вариант осуществления фиг. 6b во время работы.
На фиг. 7a представлен упрощенный вид сбоку в поперечном разрезе детектора, оптического зонда (D), согласно варианту осуществления изобретения. Инспекционными окнами (1) могут быть химически и механически стойкие стеклянные окна, защищающие расположенные позади волокна, с некоторым материалом или конструкцией для удерживания волокон на своем положении в полом корпусе (5) зонда, подлежащего вставке в трубу (4). За окнами расположены пучки волокон или одиночные волокна (2) для возбуждения. В верхней части фигуры показаны пучки (2) волокон от источника возбуждения с крышкой сверху для защиты волокон во время установки. Также показано одиночное волокно (3) в приемник, заканчивающееся подходящим соединителем. Также показана уплотнительная резьба (S) для цели установки.
На фиг. 7b представлен поперечный разрез возможного расположения оптических волокон позади стеклянного окна, причем волокна (2) возбуждения окружают волокно (3), ведущее в приемник.
На фиг. 8 представлена упрощенная иллюстрация детали A фиг. 6, которая показывает согласно варианту осуществления изобретения деталь зонда, укрупненную для более точного описания. Прозрачное окно (1), либо окно с параллельными поверхностями, либо окно в форме линзы для фокусирования света, излучаемого внешней фазой (флюидом), расположено с обращением к возможному потоку (не показано). Показан оптоволоконный кабель (3) для передачи света от окружающего флюида (с излучаемой длиной волны) из зонда во внешний блок обнаружения снаружи трубы. Если прозрачное окно относится к типу линзы, то конец волокна должен находиться в точке фокуса линз или около нее для того, чтобы собирать как можно больше излучаемого света. Главный корпус (5) зонда проиллюстрирован в данном случае с каналами, выполненными для подачи через них оптоволоконных кабелей, и полостями для содержания линз. Через корпус подают оптоволоконный кабель (2,3) для других положений расположения линз. Для иллюстрации показан один, для правильной реализации будет нужно больше. Вокруг линз/окна показано фиксирующее винтовое соединение для удерживания окна на своем положении, предпочтительно с уплотнительным кольцом или похожим приспособлением с каждой стороны окна для изоляции.
На фиг. 9 представлен вид в поперечном разрезе детали В фиг. 6 варианта осуществления изобретения и представлено и проиллюстрировано больше деталей вокруг соединения измерительного оборудования–зонда. Поверх волокон (2,3) показаны оптические каналы через соединение, обеспечивающее уплотнение между волокном и главным корпусом зонда. После установки зонда внешнюю контрольно–измерительную аппаратуру (источник света и детектор) соединяют с помощью стандартных соединений. Оптические каналы через соединения можно обнаружить для одиночного волокна и для пучков волокон, например, поставляемых SQS Vlaknova Optika. Указаны другие признаки: установочный винт, закрепляющий зонд на своем положении, постоянно прикрепленный к трубе фланец и уплотнительное кольцо или другое уплотнение между зондом и фланцем.
На фиг. 10a представлен вид в поперечном разрезе узла держателей инструмента для закачивания согласно варианту осуществления изобретения. В данном случае несколько инструментов для закачивания расположены по окружности раструба трубы. Показанные детали: канавка (120) для установки заглушки, резьбовая заглушка (121) для удерживания инструмента для (I) закачивания на своем положении, главный корпус (122) оправка инструмента для закачивания, конец с резьбовым стержнем (124) для соединения с оборудованием.
На фиг. 10b представлен поперечный разрез варианта осуществления согласно фиг. 10, положение AA, т.е. разрез через порты (103) для закачивания.
На фиг. 10c представлен поперечный разрез варианта осуществления согласно фиг. 10, положение BB.
На фиг. 11 представлен упрощенный вид сбоку в поперечном разрезе варианта осуществления устройства (I) закачивания по изобретению.
На Фиг. 12a представлено устройство закачивания с основными признаками согласно варианту осуществления изобретения.
На Фиг. 12b представлен вариант осуществления устройства (I) закачивания, расположенного по окружности оправки в секции эксплуатационной трубы (4) по изобретению, с частичным сквозным разрезом, частично прозрачной. Для одного из устройств закачивания показан резервуар для индикаторов (Trh, Trw).
На Фиг. 13 представлена оправка/держатель, выполненный с возможностью закачивания индикатора (Trw, Trh) во внутреннюю часть основной трубы (4) в скважине. На иллюстрации дополнительно показано крепежное устройство (125), в данном случае болт, для удерживания инструмента для закачивания в пазу и пласт (43) скважины со стенкой (44) ствола скважины.
На Фиг. 14 представлено сравнение измеренного сигнала индикатора, который был закачан в непрерывную нецелевую фазу, с сигналом индикатора, который был закачан в целевую фазу. Испытание проводили в контуре потока, проиллюстрированном на фиг. 3a. На фигуре показано, что дисперсия индикатора целевой фазы и индикатора нецелевой фазы очень похожи.
На Фиг. 15 представлена иллюстрация двух разных профилей потока, сверху для высокой скорости потока, а внизу представлен профиль потока для низкой скорости потока и нефти со средней/высокой вязкостью.
На Фиг. 16 представлена постадийная блок–схема методики расчета зонального притока. Затем индикатор будет дополнительно диспергировать в проникающие флюиды в результате конвекции.
На Фиг. 17 представлен пример карты режима потока для горизонтального потока нефти и воды.
Время прохождения и скорость проскальзывания дополнительно используют в качестве входных данных для имитатора многофазного потока или в качестве основы для использования корреляции для реконструкции профиля притока в скважине. В случае многофазного потока можно наблюдать несколько режимов потока, таких как диспергированный, кольцевой, разделенный, пробковый поток и другие. Каждый эксплуатационный участок отличается определенной скоростью проскальзывания, которая отражает разницу скорости движения двух фаз. Например, отсутствие разницы скорости движения (нулевая скорость проскальзывания) соответствует полностью диспергированному потоку; задержка индикатора воды относительно индикатора нефти в сочетании с большой дисперсией индикатора воды соответствует кольцевому потоку воды с нефтью в середине; задержка индикатора нефти относительно индикатора воды и более быстрая дисперсия индикатора нефти относительно индикатора воды соответствует разделенному/диспергированному–разделенному потоку воды и нефти, которая имеет более высокую вязкость, чем вода. Пример лабораторных наблюдений такого потока показан на фиг. 3a и b.
Закачивание индикатора выполняют из беспроводных инструментов для закачивания, установленных в скважине во время освоения скважины или установленных позже во время эксплуатации скважины. Также можно рассмотреть вариант установки отдельной потайной колонны с инструментами. Количество и положения установки инструментов следует разработать на основании длины скважины, требуемой точности мониторинга и ожидаемого зонального вклада.
В варианте осуществления изобретения перед проведением стадии (a) можно установить стабильный режим потока в скважине. Предполагается, что закачивание настолько мало, что не оказывает существенного влияния на поток в скважине.
Управляемый выпуск индикаторов в нескольких положениях вдоль скважины
Под управляемым выпуском подразумевают одновременное закачивание индикатора из нескольких положения в скважине. Также см. иллюстрации на фиг. 1 и 2. Под одновременным подразумевают, что неопределенность в разнице во времени между закачиваниями в разных положениях (ΔTinjection) намного меньше, чем время прохождения индикатора между положениями (ΔTtracer). ΔTinjection составляет менее 5% от ΔTtracer, а в одном варианте осуществления менее 1% от ΔTtracer. Закачивание также можно проводить в разное время в разных положениях, однако, разница во времени между закачиваниями должна быть точно известна, и не должно быть каких–либо изменений в режиме потока в скважине в течение времени между закачиваниями. Закачивание можно запускать с помощью сигнала, или перед установкой можно запрограммировать инструменты на закачивание на определенную дату и время. В последнем случае сдвиг внутренних часов, установленных в инструменте, должен быть меньше чем 10–60 секунд в год в зависимости от конфигурации скважины и требований мониторинга. Спецификации сдвига необходимо устанавливать в зависимости от необходимой точности мониторинга для каждой скважины, где развернут инструмент. В возможной реализации изобретения часы в каждом инструменте для закачивания калибруют и компенсируют сдвиг при температуре скважины, где они должны быть установлены, для того чтобы минимизировать сдвиг.
Для достижения надежного и интерпретируемого сигнала важно, чтобы каждый из индикаторов как можно скорее достигал целевой фазы. Лабораторные испытания показали, что наилучшим способом доставки индикаторного материала в целевую фазу является мощное закачивание раствора индикатора. Для иллюстрации см. Фиг. 5. Избыточное давление в инструменте во время закачивания должно быть значительным, по меньшей мере 5 бар, более предпочтительно в диапазоне 5–40 бар, и наиболее предпочтительно в диапазоне 20–40 бар или выше относительно давления в основной трубе, и оно зависит от диаметра трубы, скорости потока, состава флюидов и степени локальной турбулентности внутри и между двумя фазами. Закачивание можно проводить с использованием взрывных, механических пружин, давления сильфонов, разрывных мембран, гидростатического давления или любых средств, которые могут создавать избыточное давление и толкать индикаторный материал с достаточной силой в добываемые флюиды.
Цель такого закачивания состоит в том, чтобы установить стабильную струю, которая проникала бы к противоположной стенке основной трубы, отскакивала и вызывала бы перемешивание всех флюидов в струе. Таким образом, достигается быстрая доставка индикатора в целевую фазу. Для закачивания каждый из индикаторов нефти и воды можно растворить в двух разных растворителях, полярном или неполярном, или в растворителе, который растворяет оба индикатора, таком как DMSO.
Индикаторы
Кроме того, речь идет об аффинности индикаторов к целевой жидкости и несмешиваемости с нецелевым флюидом
По патенту на имя Stegemeier закачивают в целевой флюид–мишень и использует флюид–носитель индикатора с аффинностью к этой жидкости. Существенным признаком изобретения является использование флюидов–носителей индикаторов с сильной несмешиваемостью с нецелевыми флюидами. Принудительное закачивание для достижения всех целевых флюидов приводит к быстрому отслаиванию флюида–носителя индикатора от нецелевого флюида во флюид–мишень. Несмешиваемость с нецелевым флюидом приводит к распределению менее чем 1:10 по отношению к нецелевой флюидной фазе, более предпочтительно менее чем 1:100 и наиболее предпочтительно менее чем 1:1000.
В одном варианте осуществления изобретение относится к способу с использованием водо–аффинного и углеводород–аффинного индикатора (Trw, Trh), обладающего свойством распределения менее чем 1:10 в его нецелевой флюидной фазе, более предпочтительно менее чем 1:100, и наиболее предпочтительно менее чем 1:1000. Т.е. этот углеводород–аффинный индикатор также необходимо закачивать в водную фазу, но он будет быстро мигрировать из водной фазы и в углеводородную фазу. «Быстро» в данном случае означает, что миграция в целевую фазу будет происходить значительно быстрее, как наблюдали, приблизительно два диаметра трубы, значительно короче, чем время потока в последующее положение закачивания, для того, чтобы позволить индикаторам локально следовать целевому режиму потока, каким бы он ни был. См. иллюстрацию на фиг. 5.
Важен выбор индикатора. Чтобы избежать неправильной интерпретации каждый индикатор нефти или воды должен распределяться в нецелевую фазу меньше чем 1:10. Нейтральным индикатором может быть любой индикатор с распределением в диапазоне 1:1 или 1:10. В зависимости от отслеживаемой скважины коэффициент минимального распределения индикатора в его целевую фазу должна быть 1:10. Предпочтительный коэффициент распределения превышает 1:1000, что в настоящее время найдено для ряда поставляемых на рынок соединений–индикаторов.
В одном варианте осуществления изобретения углеводород–аффинным индикатором (Trh) является нефть–аффинный индикатор (Tro).
В одном варианте осуществления изобретения углеводород–аффинный индикатор (Trh) включает в себя использование газо–аффинного индикатора (Trg).
Предпочтительно детектор и устройство измерения индикатора является верхним оборудованием (что является очень предпочтительным для доступности и технического обслуживания и для измерения проскальзывания в вертикальной части продуктивного потока). Когда флюид–носитель индикатора достигает флюида–мишени, молекулы или частицы индикатора, переносимые во флюиде–носителе индикатора могут мигрировать из флюида–носителя индикатора во флюид–мишень, и/или флюид–носитель индикатора должен смешаться с флюидом–мишенью. Этот процесс закачивания во все и после быстрого расслоения, предпочтительно происходящего по осевой длине эксплуатационной трубы приблизительно от одного до десяти диаметров длины трубы, предпочтительно приблизительно от двух до четырех диаметров трубы длины, обеспечивает очень раннее распределение несмешанного индикаторного материала после процесса закачивания и обеспечивает прохождение проскальзывания индикатора вдоль эксплуатационной трубы перед прохождением последующего устройства закачивания индикатора в последующей продуктивной зоне. В последующей продуктивной зоне, где дополнительное количество нефти или воды или газа вводится в поток, наполненный теперь скользящим индикатором, дальнейший приток будет только разбавлять, пролонгировать и рассеивать сигнал индикатора, передаваемого вместе с продуктивным потоком, но его можно обратно рассчитать или смоделировать для построения локального проскальзывания.
После последнего расположенного дальше устройства закачивания индикатора, которое может быть контрольным устройством закачивания, дальнейший приток отсутствует, и можно сделать вывод о проскальзывании вдоль продуктивного пути от подошвы резервуара и до положения измерения в верхней части, что является полезным для обратного расчета скоростей локального проскальзывания в продуктивной зоне, но также очень полезно для измерения проскальзывания вдоль чисто транспортировочной части эксплуатационной трубы. Другими словами: для настоящего изобретения важно иметь короткую длину несмешивания, подсчитываемую от положения закачивания в одной продуктивной зоне, по сравнению с длиной мониторинга, т.е. длиной, подсчитываемой от положения, где обычно происходит расслоение, и до последующего положения закачивания, наиболее вероятно в последующей отслеживаемой продуктивной зоне, для того, чтобы обеспечить действие скорости проскальзывания по длине мониторинга, т.е. длина несмешивания должна быть значительно меньше, чем локальная длина развития проскальзывания или «длина мониторинга». Для такого развития проскальзывания в локальной продуктивной зоне это может быть значительно большее расстояние, чем расстояние, которое может достигаться с использованием каротажного инструмента измерения проскальзывания (который иначе нарушил бы генерирующий проскальзывание режим потока из–за своего присутствия в поперечном сечении потока). Кроме того, измерение проскальзывания на протяжении расстояния от самого нижнего устройства закачивания и до положения измерения в верхней части, расстояния которое может составлять более чем одна или две тысячи метров, будет иметь значительно лучшую длину для развития проскальзывания, чем длина, которая может достигаться с использованием каротажного инструмента для измерения проскальзывания.
Индикаторы могут представлять собой люминесцентные красители, абсорбирующие красители, квантовые точки (QD) или любые другие индикаторы с различными оптическими свойствами. Важно заметить, что для большинства скважинных применений невозможно обнаружить люминесцентный индикатор в нефти из–за требования очень низкого предела обнаружения, < 1 ч/млрд. Однако, закачивание раствора индикаторов высокой концентрации в течение очень короткого периода (< ~l с) делает возможным использование свечения. Спектральное окно, где можно обнаруживать индикаторы, составляет 500–2300 нм. Окно шире для нефти с низким содержанием асфальтенов и смол, такой как легкая нефть и конденсаты, и уже для тяжелой нефти, 1000–2300 нм. Даже в этом диапазоне длин волн обычная нефть пропускает через пленку толщиной 2 мм только 10–30% света, и только 1–9% через 4 мм. Однако, использование обратно рассеянной люминесценции позволяет преодолеть это осложнение. Тогда для обнаружения свечения должны подходить детекторы.
В одном варианте осуществления индикаторами могут быть гидрофобные и гидрофильные химические соединения, которые имеют люминесцентные свойства, или обладают очень высоким поглощением при узкой длине волны, что должно уменьшать сигнал флюоресценции нефти. В одном варианте осуществления также индикаторами могут быть частицы, содержащие такие компоненты. Это необходимо для защиты компонентов от суровых окружающих условий и для их защиты от взаимодействия либо с компонентами, встречающимися в природе в нефти, либо в добываемой воде.
В одном варианте осуществления изобретения обнаружение индикаторов (Trw, Trh) проводят с использованием измерений флюоресценции с обратным рассеянием.
Согласно варианту осуществления изобретения оптическое измерение включает излучение света (L1) от источника света (L) через массив из одного или более окон (1), расположенных поперек потока (F), в поток (F), за счет чего свет (L1) создает специфическое для индикатора свечение (L2w, L2h) в индикаторах (Trw, Trh), присутствующих в потоке (F), затем сбор поступающего обратно рассеянного света (L2w, L2h), «возврат» через массив окон (1) и расчет значения интенсивности света (L1w, L1h) для света (L2w, L2h), отображающего индикаторы (Trw, Trh), и запись значений интенсивности света (L2w, L2h) в подходящем диапазоне длин волн. Преимущество излучения света в окна, расположенные в массиве поперек потока или вдоль достаточной части поперечного сечения, состоит в том, что можно охватить все присутствующие фазы, например, половиной диаметра. Интенсивность света (L2h, L2w) достаточна для идентификации пиков люминесценции индикаторов.
Согласно варианту осуществления изобретения определение времени (tw, th) поступления каждого обнаруженного индикатора (Trw, Trh) будет выполняться путем определения характерного признака в записи/графике значений интенсивности света (L2w, L2h). Таким характерным признаком может быть пик сигнала, как указано выше.
В одном варианте осуществления можно установить устройство закачивания с индикаторами в контрольной точке, после всех зон притока, где нет зонального притока, таким образом, расчетное проскальзывание отсюда до положения взятия проб можно охарактеризовать как зону транспортировки.
В одном варианте осуществления изобретения способ включает проведение контрольного закачивания (Ir) в положении (Prinj) над дальним концом продуктивной зоны или вблизи него для измерения времени транспортировки различных фаз до положения (U) онлайн обнаружения дальше по ходу движения, делая за счет этого контрольное измерение путем закачивания в конце продуктивной зоны для установления контрольной точки для проскальзывания в положение взятия проб.
Для закачивания каждый индикатор нефти и воды можно растворить в двух разных полярных или неполярных растворителях. В одном варианте осуществления изобретения водо–аффинный и углеводород–аффинный индикатор (Trw, Trh) закачивают с помощью одного и того же флюида–носителя, такого как, например, растворитель, который растворяет оба индикатора, такого как DMSO.
Способ согласно варианту осуществления изобретения включает использование набора по меньшей мере водо–аффинного и углеводород– (нефть и/или газ)–аффинного индикаторов (Trw, Trh), которые являются идентичными по меньшей мере для двух положений закачивания. Обычно разные зоны закачивания следует метить разными индикаторами, когда предполагается, что они дают зональную информацию, но для этого изобретения, когда временное разрешение является достаточным, индикаторы будут сохранять свое информационное значение вплоть до положения обнаружения. Это является преимуществом способа, поскольку не требуется много индикаторов, что делает анализ менее сложным, и менее сложным благодаря низкому количеству разных индикаторов.
В одном варианте осуществления изобретения в наборе имеются разные (уникальные) по меньшей мере водо–аффинный и углеводород– (нефть и/или газ)–аффинный индикаторы (Trw, Trh) по меньшей мере для двух соседних положений закачивания. Если бы в ином случае одинаковые индикаторы закачивали бы «слишком близко», между двумя одинаковыми индикаторами можно было бы чередовать отдельный индикатор.
В одном варианте осуществления способа набор по меньшей мере водо–аффинного и углеводород– (нефть и/или газ)–аффинного индикаторов (Trw, Trh) является одинаковым для всех положений закачивания в скважине, в то же время расстояния между последовательными положениями закачивания являются достаточными для сопоставления измерений вверху с уникальными положениями в скважине.
Только соседний (соседнее положение в скважине – не внутри расположения устройства закачивания в раструбе трубы) индикатор должен иметь отличающиеся характеристики, т.е. для применения достаточно только двух индикаторов нефти и двух воды. Например, одну и ту же пару индикаторов можно использовать в точках 4 и 2, и в точках 3 и 1 (см. Фиг. 1 и 2). Если в скважине достигается достаточное разделение (достаточное расстояние между положениями закачивания, чтобы на поверхности иметь отдельные пики поступления), то может быть для всей скважины можно использовать один индикатор нефти и один воды. В одном варианте осуществления для каждой фазы существуют уникальные индикаторы в каждом положении закачивания.
Вариант осуществления способа по изобретению включает в себя повторение спустя требуемое время со стадии (a) для того, чтобы сделать одно или более дальнейших закачиваний в дополнительных положениях вдоль скважины. Например, сначала в положениях 1 и 3, а после этого ы положениях 2 и 4, и так далее спустя требуемое время. Это можно использовать, например, если, например, зона 1 и 2 находятся слишком близко, и есть только один тип Trh и Trw. Для зон 1 и 3 пространственное разрешение будет достаточным.
В одном варианте осуществления способ изобретения также можно использовать сначала для быстрого обучения, например, путем закачивания через 4 разные недели и позже с менее частой нормой мониторинга. Инструмент для закачивания либо будет заранее запрограммирован с помощью временных настроек для такой частоты закачивания, либо будет действовать по сигналу с поверхности.
В одном варианте осуществления изобретения способ включает использование набора по меньшей мере водо–аффинного и углеводород– (нефть и/или газ)–аффинного индикаторов (Trw, Trh), который также содержит нейтральный индикатор (Trn), нейтральный индикатор разделяет фазы. Его можно использовать для увеличения точности измерений. Нейтральный индикатор, распределяющийся между фазами, может показывать, что должна поступить вся закачанная доза, или чтобы проверить, имеет ли пик нефти и воды одинаковый уровень, и т.д.
Положение отбора проб может быть наверху или на подводной плите или в устье морской скважины со связью с поверхностью. Положением отбора проб, состоящего из оптического измерения, в одном варианте осуществления можно управлять через существующее положение доступа к зонду (эрозии), например, положение доступа к зонду (эрозии) типа Roxar или другое положение доступа, перечисленное выше. Затем пробоотборник, оптический зонд, можно заменить без нарушения продуктивного потока.
Преимущество наличия зонда, вставляемого через стандартное устройство доступа к зонду, состоит в том, что зонд можно устанавливать и заменять по требованию и когда необходимо. Проблемы целостности, такие как образование на их поверхности окалины, оседание или прилипание загрязняющего материала или иное осаждение на поверхность окна зонда тогда можно решать путем замены зонда без остановки производства. Зонд можно безопасно извлекать с использованием шлюзовой камеры по меньшей мере с внутренним и наружным клапаном и заменой вставленного зонда через ту же шлюзовую камеру.
В одном варианте осуществления часы устройств закачивания можно синхронизировать по сигналу из инструмента, опускаемого или высвобождаемого в скважину, или по дистанционному сигналу, такому как последовательность импульсов или электромагнитный импульс. В случае синхронизации инструмента между инструментом, действующим в скважине, и устройствами закачивания можно установить беспроводную связь на каждой станции, синхронизируя время для каждого устройства закачивания и необязательно устанавливая обновленное время закачивания для каждого устройства. В случае удаленного сигнала в скважину можно посылать импульс (на основе электромагнитного излучения или давления), и принимать его с помощью устройств закачивания. В одном вариант осуществления устройства закачивания имеют «интервал прослушивания», когда они активно слушают такие импульсы для ограничения расхода аккумулятора устройства. Одним вариантом этого интервала может быть 1 часовой период раз в неделю. Затем устройство будет прослушивать сигнатуру импульсов, и в предпочтительном варианте осуществления требуется сигнал проверки в более поздний интервал времени. Время прохождения как импульсов давления, так и электромагнитных импульсов достаточно хорошо известно, так что устройства закачивания можно синхронизировать по времени, в которое они получают сигнал. Для времени реализации импульса давления могут потребоваться поправки относительно глубины устройства закачивания, в зависимости от длины скважины, скорости прохождения импульс и необходимой точности. Электромагнитный импульс может генерировать устройство в устье скважины с электронным управлением с поверхности. Импульс давления можно генерировать путем манипулирования дросселем скважины для создания импульса требуемой силы и продолжительности. Подобные импульсы/сигналы можно использовать для запуска устройств закачивания в требуемое время, устанавливаемое после установки устройства закачивания в скважине в отличие от предварительно устанавливаемого времени закачивание, упомянутого выше.
За последние несколько лет произошли разработки в отношении высокотемпературных батарей, в частности явлений саморазряда, ограничивающих использование батарей при высоких температурах в течение длительных интервалов времени. Например, ELECTROCHEM поставляет на рынок литиевые аккумуляторные батареи, рассчитанные на 200 градусов Цельсия. В настоящее время она охватывает подавляющее большинство добывающих углеводородных скважин.
В одном варианте осуществления изобретения инструмент может быть настроен на закачивание индикаторов в ответ на локально измеренные величины, такие как давление, температура, содержание воды, соленость или любое другое свойство, которое можно измерить на положении установки инструмента. Можно настроить проведение закачивания при регистрации инструментом заданных локальных условий, таких как падение температуры или давления ниже заданного значения. В качестве альтернативы, можно настроить проведение закачивания в заранее установленное время, но с последовательностью задержек, чтобы сигнализировать о наблюдаемом значении, или можно использовать комбинацию инструментов с относительными задержками закачивания, чтобы сигнализировать о наблюдении в скважине.
В предпочтительном исполнении изобретения несколько инструментов для закачивания размещают на каждой станции вдоль длины контролируемой скважины. Это позволяет повторять одновременное закачивание на каждой станции с течением времени, используя новый набор инструментов на каждой станции для каждой цикла закачивания. Это позволяет контролировать производительность скважины в течение значительных временных интервалов. В качестве примера можно привести цикл закачивания один раз в месяц в течение 3 лет в скважине для отслеживания изменений продуктивного потока. Для каждого цикла один инструмент для закачивания на каждой станции вводит индикатор, предназначенный для этой станции. Эта стратегия потребует, например, 36 инструментов для закачивания, которые будут размещены на каждой станции. Количество инструментов и продолжительность мониторинга должны быть основаны на необходимости мониторинга в скважине, доступном пространстве в положении установки и ожидаемом сроке службы инструмента для закачивания.
Обнаружение индикатора наверху с достаточно высоким временным разрешением
Изобретение также относится к устройству обнаружения зонда для использования в способе в системе. Более конкретно изобретение относится к оптическому линейному зонду (D) обнаружения индикатора (Trw, Trh) для системы определения характеристик поступления в многофазную нефтяную скважину в эксплуатационной трубе (4) с продуктивным потоком (F)
содержащему
– одно или несколько инспекционных окон/линз (1) вдоль по меньшей мере корпуса (5) первого датчика, расположенного поперек одной или нескольких потенциально присутствующих флюидных фаз в продуктивном потоке (F)
– источник (L) света для генерирования света (L1), способный генерировать люминесцентный свет (L2) в индикаторах (Trw, Trh) – одно или более оптических волокон (2) через корпус (5) датчика для направления света (L1) в и через окна (1) в поток (F),
– одно или более оптических волокон (3) через корпус датчика (5) для приема обратно рассеянного свечения (L2), поступающего «назад» через окно (1) и направления света (L2) в детектор (30) люминесценции, выполненный с возможностью расчета значений (L1w, L1h) интенсивности света для света (L2w, L2h), отображающего индикаторы, (Trw, Trh),
– регистрирующий блок (31), выполненный с возможностью регистрации значений (L2w, L2h) интенсивности света. Такой зонд можно установить через фланец в эксплуатационную трубу перед сепаратором первой стадии, чтобы избежать размывания сигнала, или после сепаратора, если это не мешает расчету зонального притока. Главной особенностью зонда является возможность использования нескольких детекторов поперек поперечного сечения трубы. Цель состоит в том, чтобы иметь возможность измерять концентрацию индикатора в каждой из отдельных фаз. В случае хорошо перемешанного потока для повышения надежности сигнала можно использовать массив детекторов. См. Фиг. 6a, 6b, 6c, 7a.
Свет возбуждения и свет излучения могут передаваться с использованием волокон в массив детекторов и из нее, поэтому зонд может иметь небольшие размеры, а детектирующий спектрометр и источник света могут быть установлены в другом положении. Таким образом, детектор может состоять из двух частей, чисто механического компонента, который содержит оптическое волокно и линзы (зонд) и источник/детектор (детекторы) возбуждения/излучения. Зонд может быть установлен в проточную трубу с использованием гидравлического извлекающего инструмента, что исключает необходимость прекращения производства, как показано на рис. 6b, 6c, 7a и 9. Зонд также может быть извлечен для технического обслуживания и для его защиты от образования окалины, скопления воска или эрозии. Измеренным сигналом является спектральная интенсивность обратного рассеянного свечения в диапазоне длин волн. Наверху измеренный сигнал может быть преобразован во временные ряды концентрации каждого индикатора.
Оптический зонд онлайн обнаружения индикатора по изобретению может иметь корпус (5) первого датчика, проходящий через значительную часть диаметра, например, такую как половина диаметра поперечного сечения эксплуатационной трубы (4) с продуктивным потоком (F), или корпус (5) первого датчика может проходить по всему или большей части диаметра рабочей трубы (4) с продуктивным потоком (F). В одном варианте осуществления корпус (5) второго датчика проходит по меньшей мере через оставшуюся часть диаметра эксплуатационной трубы (4), не покрытую корпусом первого датчика, то есть два корпуса датчиков вместе покрывают по меньшей мере диаметр продуктивного потока, охватывая все фазы в положении отбора проб. Корпус (5) второго датчика должен быть расположен рядом с корпусом (5) первого датчика вдоль осевого размера эксплуатационной трубы (4). Другими словами, они, как правило, находятся в одинаковом осевом положении, если смотреть на более крупном изображении, разница их положений незначительна по сравнению с расстоянием между двумя устройствами закачивания в скважине.
Корпус датчика в одном варианте осуществления может быть выполнен в виде удлиненного корпуса (5) датчика, проходящего внутрь и поперек продуктивного потока (F) в и так известном порту (42) для доступа к механическому или гидравлическому инструменту для извлечения в стенке (41) эксплуатационной трубы (4) для простого монтажа оптического зонда (5) и простой замены при необходимости.
Оптический зонд по изобретению в одном варианте осуществления может содержать детектор (30), содержащий один или несколько фотодетекторов (31).
В одном варианте осуществления детектор (30) содержит один или несколько фотоспектрометров (32). Форма вставки в трубу может варьировать, однако предпочтительно, чтобы стеклянные окна (1) были расположены там, где скорость потока максимальна.
В случае цилиндрического зонда такие положения находятся на 40–70 градусов от дальней точки остановки потока. Это должно помочь предотвратить заиление стекла и обеспечить быструю реакцию на изменение свойств флюида.
Все варианты осуществления оптического детектора могут быть выполнены с возможностью проведения непрерывных измерений или непрерывных в течение определенного периода времени. Это является основным преимуществом использования оптического зондового детектора, проходящего в трубу и соединенного с регистрирующим устройством в другом положении. Таким образом, устраняется необходимость в отборе проб флюидов или в устройствах боковых потоков и т.д. для анализа и измерений.
Запись сигнала может быть непрерывной в том случае, если один из инструментов в скважине может регистрировать и отправлять сигнал, чтобы сообщить о событии в скважине, или запись можно включать по требованию, например, когда ожидается поступление наверх закаченного индикатора.
Принятый сигнал необходимо регистрировать с частотой, позволяющей улавливать различимые события в скважине. Для количественной оценки притока в скважину важно иметь возможность измерить разницу между поступлением наверх каждого индикатора. В случае многофазного потока требования являются более строгими для количественного определения притока, требуется измерить разницу между поступлением каждого индикатора с разной аффинностью (т.е. нефти или воды, или газа), которые были введены из одного и того же положения. Разница во времени между временем поступления очень отличается для разных скважин. Для скважин с низким дебитом разница между временем поступления может составлять часы или даже близко к дню. Для коротких высокопроизводительных скважин требуемое временное разрешение может составлять менее минуты или даже близко к секундам. В случае, когда представляет интерес размывание сигнала, или ожидается, что ожидаемая разница во времени поступления из–за проскальзывания является небольшой, требование к временному разрешению может быть меньше секунды.
Количество измерений между каждым поступлением определяется требуемой точностью, для грубых измерений и для скважины с четко определенными точками притока между измерениями индикаторов может быть 1–2 пробы. Когда требуется высокая точность оценки притока, разрешение должно составлять не менее 10 записей между поступлениями, лучше 100 записей между поступлениями. Верхнего предела нет, более высокое разрешение притока улучшит точность.
Питание и управление устройством закачивания
Изобретение также относится к устройству закачивания индикатора для использования в способе в системе. Более конкретно изобретение относится к относится к устройству (I) закачивания индикатора для системы определения характеристик многофазного потока в нефтяной скважине в эксплуатационной трубе (4) с продуктивным потоком (F), которое содержит, как показано на фиг. 10–13, по меньшей мере один резервуар (101) для по меньшей мере водо–аффинного или углеводород–аффинного индикатора (Trw, Trh), причем углеводород–аффинными индикаторам могут быть нефте, газо или нефте и газо аффинные индикаторы, порт (103) для закачивания, соединенный с главным каналом (40), см. Фиг. 10, эксплуатационной трубы (4) или межтрубным пространством между эксплуатационной трубой (4) (не проиллюстрировано на фиг. 11) и стенкой ствола скважины, выпускной канал (102) из резервуара (101) в порт (103) для закачивания, выпускной клапан (104) между выпускным каналом (102) и портом (103) для закачивания, электронный контроллер (106) для выпускного клапана (104), содержащий счетчик (108) времени для разрешающего сигнала (109) для выпускного исполнительного механизма (110) для выпускного клапана (104), аккумуляторный блок (111) для питания электронного контроллера (106) и выпускной исполнительный механизм (110), расположенный в главном корпусе с удлиненной оправкой для расположения параллельно эксплуатационной трубе (4) и выполненный с возможностью образования части трубной конструкции эксплуатационной трубы (4).
устройство закачивания, которое проиллюстрировано на фиг. 11, также может содержать съемную крышку (116) для программирования инструмента и электронной подачи.
В одном варианте осуществления устройства закачивания резервуар (101) содержит выпускной поршень (113) и сжатую выпускную пружину (115), и резервуар (101) будет находиться под давлением, когда устройство закачивания установлено в скважине. Преимущество поршня состоит в том, что давление можно регулировать для быстрого и избыточного давления, связанного с давлением потока в трубе, выпуска индикатора из резервуара в трубу путем выравнивания давления в инструменте, обеспечивая воздействие давления в стволе скважины на поршень (113). Система, приводимая в действие от двигателя или насоса и тому подобное, скорее всего не обеспечит требуемую силу и скорость.
Согласно варианту осуществления изобретения находящаяся под давлением выпускная пружина (115) выполнена с возможностью подачи избыточного давления для закачивание набора индикаторов (Trh, trw) по меньшей мере 5 бар, более предпочтительно в диапазоне 5–40 бар, и наиболее предпочтительно в диапазоне 20–40 бар или выше относительно давления в основной трубе для того, чтобы достигать всех целевых флюидов (w, h), присутствующих в локальном продуктивном потоке (Fr, F1, F2, F3) одновременно, т.е. для закачивания индикатора одновременно через все фазы и автоматического перемешивания с фазами потока.
По патенту на имя Stegemeier управляют процессом закачивания, используя переменный ток, подключенный к эксплуатационному трубопроводу и обсадной колонне, чтобы устройство управлениям закачивания в скважине на эксплуатационной трубе в продуктивной зоне или около нее. По патенту на имя Stegemeier представлен свой источник питания и сигнал в качестве альтернативы использованию в известном уровне техники электрических кабелей. В настоящем изобретении используется устройство закачивания, снабженное локальным контроллером времени и источником питания в виде батареи внутри устройства закачивания, расположенного локально в продуктивной зоне, вместе с механизмом управляемого закачивания и резервуаром с индикаторной жидкостью. Устройство закачивания индикатора можно дистанционно синхронизировать, переустанавливать, повторно включать, но оно настроено на автономную работу при настройке на запуск в заданное время.
В одном варианте осуществления инструмента для закачивания резервуар (101) содержит два или более параллельно работающих контейнера для по меньшей мере водо–аффинного и углеводород–аффинного индикаторов (Trw, Trh). Устройство закачивания может содержать больше камер для индикаторов, которые нужно закачивать одновременно в зависимости от выбора флюида–носителя для индикаторов. Если индикаторы будут переносить разные флюиды, которые не выгодно перемешивать перед закачиванием в разные фазы продуктивного потока, то их можно размещать в отдельных камерах/резервуарах в инструменте для закачивания. Индикаторы можно переносить с помощью одного и того же флюида для закачивания, и тогда для закачивания необходима только одна камера/резервуар.
В одном варианте осуществления изобретения устройство закачивания представляет собой батарею устройств закачивания, в которой два или более устройств (I) закачивания расположены по окружности вокруг секции трубы и для формирования части трубной конструкции эксплуатационной трубы (4). Это дает возможность и преимущество повторения пожарных испытаний в разные заданные моменты времени. Например, после времени задержки [дни, недели, годы] можно сделать одно или более дополнительных закачиваний в ранее используемых положениях для того, чтобы обнаружить возможное значительное изменение значений проскальзывания и таким образом сделать вывод об изменении локальных режимов потока. Также, можно использовать способ и изменить общий поток для того, чтобы проверить, изменяется ли в зависимости от потока один из режимов потока.
Также можно проводить закачивание из устройства закачивания в зависимости от наблюдаемого значения некоторого локального свойства в положении установки устройства закачивания, такого как температура, давление, содержание воды, соленость или другое измеряемое количественное значение. Это может быть реализовано в программируемом инструменте (106), реализованном в варианте осуществления устройства закачивания, который взаимодействует с синхронизатором для устройства синхронизации (108).
Система для определение характеристик многофазного потока нефтяной скважины
Изобретение также относится к системе для определения характеристик многофазного потока нефтяной скважины, содержащей нефтяную скважину (600, 700), имеющую эксплуатационную трубу (3) с продуктивным потоком (F), причем в скважине имеется продуктивная зона (600) и пути (700) транспортировки после продуктивной зоны (600), причем продуктивная зона (600) проводит один или более локальных продуктивных потоков (Fr, F1, F2, F3);
– по меньшей мере два положения (Pr, Pin, P2inj, P3inj) закачивания, соответствующих локальным продуктивным потокам (Fr, F1, F2, F3), которые содержат потенциальные целевые флюиды, воду (w) и углеводородные флюиды (h) (нефть и/или газ), при этом
в каждом из положений (Prinj, P1inj, P2inj, P3inj) закачивания,
– имеется локально расположенные соответствующие устройства (Ir, I1, I2, I3) закачивания, каждое из которых имеет резервуар по меньшей мере водо–аффинного и углеводород–аффинного индикатора (Trw, Trh),
– каждое устройство закачивания выполнено с возможностью одновременного закачивания набора водо–аффинного и углеводород–аффинного индикаторов (Trw, Trh)
– каждое устройство закачивания выполнено с возможностью закачивания набора водо–аффинного и углеводород–аффинного индикаторов (Trw, Trh) во все целевые флюиды (w, h), присутствующие в локальном продуктивном потоке (Fr, F1, F2, F3)
– по меньшей мере два устройства (Ir, I1, I2, I3) закачивания выполнены с возможностью синхронного закачивания наборов из набора индикаторов (Trw, Trh),
– онлайн–детектор (D) в продуктивном потоке (F) в положении (U) обнаружения расположен дальше вдоль пути (1) транспортировки;
а детектор (D) выполнен с возможностью
проведения обнаружения индикаторов (Trw, Trh) в продуктивном потоке (F) для определения времени (trw, trh, t1w, t1h, t2w, t2h, t3w, t3h) поступления индикаторов (Trw, Trh),
– вычислительное устройство для расчета времени проскальзывания (Δtwhr, Δtwhl, Δtwh2, Δtwh3) между соответствующим временем (trw, trh, t1w, t1h, t2w, t2h, t3w, t3h) поступления индикаторов (Trw, Trh) воды и углеводородов, причем вычислительное устройство выполнено с возможностью обратного пересчета времени проскальзывания (Δtwhr, Δtwhl, Δtwh2, Δtwh3) во время (Δtzwhr, Δtzwhl, Δtzwh2, Δtzwh3) проскальзывания в локальных зонах,
– вычислительное устройство выполнено с возможностью на основании времени (Δtzwhr, Δtzwhl, Δtzwh2, Δtzwh3) проскальзывания в локальных зонах интерпретации каждой зоны в качестве одного или более режимов потока или получения других характеристик.
Система получит пользу от всех технических признаков и стадий способа, описанных выше, даже хотя устройство можно использовать также в комбинации с другими системами.
В одном варианте осуществления системы индикаторы (Trw, Trh) являются люминесцентными или имеют определенные характеристики поглощения света. Другие характеристики индикатора, описанные с помощью способа и устройств изобретения, будут адаптированы к системе. Система должны иметь индикатор, расположенный в разных положениях, согласно разным вариантам осуществления, в виде уникальных или идентичных соседних индикаторов, так как для осуществления способа, который описан выше, т.е. углеводород–(нефть и/или газ)–аффинный индикаторы (Trw, Trh) являются идентичными по меньшей мере для двух положений закачивания, отличаются (являются уникальными) по меньшей мере для двух соседних положения закачивания, одинаковые для всех положений закачивания в скважине, когда расстояния между последовательными положениями закачивания являются достаточными для назначения измерений вверху для уникальных положений в скважине, и также могут включать нейтральный индикатор (Trn), который разделяется между фазами.
Согласно варианту осуществления системы детектором (D) является оптический детектор.
В одном варианте осуществления системы по меньшей мере каждое из пары устройств (Ir, I1, I2, I3) закачивания содержит счетчик (108) времени, выполненный с возможностью синхронизации друг с другом. Таким образом, триггер в одном положении закачивания устанавливает время закачивания, и оно будет синхронизировано со счетчиком времени в другом положении закачивания, и устройства закачивания будут готовы к синхронизированным закачиваниям, т.е. счетчики (108) времени выполнены с возможностью синхронизации, запускаемой другим синхронизирующим действием, таким как давление, пульсирующее в скважине.
В одном варианте осуществления счетчики (108) времени выполнены с возможностью синхронизации с устройством управления наверху.
Согласно варианту осуществления изобретения вычислительное устройство выполнено с возможностью определения времени (tw, th) поступления каждого обнаруженного индикатора (Trw, Trh) посредством определения первого значимого характерного признака в записи/графике значений (L2w, L2h) интенсивности света. См. примеры Фиг. 3b и 4 для сигналов.
В одном варианте осуществления изобретения система должна иметь по меньшей мере два локальных продуктивных потока (Fr, F1, F2, F3), которые содержат потенциальные целевые флюиды, воду (w) и углеводородные флюиды (h) (нефть и/или газ), имеющие соответствующие положения (Pr, Pin, P2inj, P3inj) закачивания и устройства (Ir, I1, I2, I3) закачивания, каждое из которых расположено локально в соответствующем положении (Prinj, P1inj, P2inj, P3inj) закачивания.
Вариант осуществления изобретения имеет устройство (I) закачивания для контрольного закачивания (Ir) в положении (Prinj) над дальним концом продуктивной зоны или вблизи него для измерения времени транспортировки различных фаз до положения взятия проб дальше по ходу движения.
В одном варианте осуществления системы клапан управления потоком выполнен с возможностью изменения общего потока для того, чтобы проверить, изменяется ли один из режимов потока в зависимости от потока. Это может быть любой установленный клапан управления потоком, который может быть настроен на изменение общего потока.
В одном варианте осуществления системы положение обнаружения находится наверху.
По патенту на имя Stegemeier описано положение отбора проб у поверхности. Это напоминает положение согласно настоящему изобретению точки обнаружения и измерения индикатора. Однако настоящее изобретение существенно отличается тем, что в нем используется датчик, который находится в поперечном сечении продуктивного потока и обнаруживает молекулы или частицы индикатора, присутствующие во всех частях потока, то есть в кольцевом потоке воды вдоль стенки эксплуатационной трубы, и в центральном цилиндрическом потоке нефти или газа; можно выполнить среднее измерение, не обращая внимания на то, какая часть «измерительной ручки», расположенной на значительной части диаметра потока, зарегистрировала какой индикатор, но есть также возможность сортировки измерений, обнаруженных вдоль дискретных бункеров по длине массива детекторов, чтобы определить, где и где обнаружен индикатор. Это можно использовать для дополнительной характеристики потока в положении отбора проб перед разделением продуктивного потока. Детектор вряд ли можно расположить после сепаратора и, таким образом, распределить по линиям вывода воды, газа и нефти, потому что время пребывания таких жидкостей в сепараторе может нарушить скорость проскальзывания, образованную разницей во времени поступления. Таким образом, изобретение существенно отличается для любого такого измерения после сепаратора, за исключением линейных сепараторов в эксплуатационной трубе, которые содержат очень маленький объем жидкости по сравнению с резервуаром сепаратора с намного более высоким поперечным сечением по сравнению с продуктивным потоком.
В одном варианте осуществления системы положение обнаружения расположено сразу после последнего положения притока перед путем (1) транспортировки.
Согласно варианту осуществления системы оптический детектор расположен в точке доступа зонда эрозии или в шаровом или запорном клапане, облегчая доступ к эксплуатационной трубе.
Интерпретация сигнала индикатора с использованием многофазного имитатора для получения зонального притока вдоль скважины по меньшей мере одной фазы, воды, нефти и/или газа.
Изобретение также относится к способу интерпретации для определение характеристик многофазного потока нефтяной скважины, включающему
– после расположения в скважине ряда инструментов для закачивания
– зная геометрию пути потока от положений закачивания до положения онлайн обнаружения для скважины, причем эта геометрия включает в себя по меньшей мере диаметры и длины труб.
– Регистрируя поступления ответов от индикаторов из одного или более положений закачивания в скважине
a) расчет разниц времени поступления между ответами от индикаторов из каждого положения закачивания для всех отслеживаемых фаз
b) используя пространственные различия между положениями установки и расчетное время поступления, расчет скоростей фаз и разницы между скоростями фаз для всех отслеживаемых фаз между положениями закачивания
c) использование репрезентативной карты режима потока для отслеживаемой скважины для установления режима (режимов) потока между каждым положением закачивания на основании наблюдаемых скоростей фаз для каждой флюидной фазы
d) использование многофазного имитатора или корреляций для многофазного потока для сопоставления наблюдаемых характеристик (скоростей и режимов) потока вдоль ствола скважины и, следовательно, для определения характеристик потока, таких как распределение поступления вдоль ствола скважины отслеживаемых фаз.
На Фиг. 4 показан пример верхней части отслеживаемого сигнала, который показывает типичные характеристики рассеянного сигнала индикатора. Существует выбор при выборе того, какой признак пика будет отображать поступление каждого сигнала индикатора. В принципе, любая часть сигнала может быть выбрана при условии, что она согласована для всех пиков. Чтобы отображать среднюю фазовую скорость, можно выбрать вершину каждого пика, или чтобы отображать поступление сигнала можно выбрать передний край. В альтернативном исполнении изобретения острый импульс Дирака в выпущенном в скважине имитаторе и форма пика поступления воспроизводятся в полном объеме с учетом дисперсии от точки закачивания до точки обнаружения, вызванной как диффузией, так и конвекцией. Разница между временем прохождения индикаторов, закачиваемых в разных положениях, характерна для притока флюидов между этими двумя последовательными точками закачивания индикаторов. Разница во времени прохождения между индикаторами нефти и воды, закачанными из одного и того же положения, является типичной для скорости проскальзывания.
Все индикаторы проходят одинаковый путь и подвергаются воздействию одинаковых условий при завершении вверху, таким образом, эту часть времени прохождения индикатора можно удалить из общего времени прохождения каждого индикатора путем контрольного закачивания в подошве скважины или около нее. Остальная часть задержки является репрезентативной для процессов в скважине. На основании времени прохождения, решается обратная задача, направленная на восстановление профиля притока и режимов потока на разных участках трубы. Это решение может быть дополнительно улучшено, если оно используется в качестве начального предположения для многофазного решающего устройства. Многофазное решающее устройство используется для точной настройки зонального притока, чтобы соответствовать измеренным сигналам индикаторов (временные ряды концентрации).
Существенным является знание факторов объема пласта, геометрии и размера оборудования скважины. Также полезно точное местоположение порта притока. Однако неопределенность положения входных портов можно компенсировать более высоким временным разрешением сигнала. Надежность метода может быть улучшена, если он используется вместе с дозаторами многофазного потока.
Процедура извлечения данных показана на фиг. 16. Идентифицируют первые пики индикаторов и рассчитывают время поступления наверх. Затем рассчитывают время прохождения между каждой точкой закачивания индикатора. Скорость индикатора рассчитывают путем деления расстояния между каждым положением индикатора на соответствующее время в пути. В одном варианте осуществления две станции закачивания индикатора могут быть расположены на расстоянии 100 м друг от друга, и их время поступления наверх может указывать, что, чтобы пройти это расстояние, индикатор воды использовал 800 секунд, а индикатор нефти использовал 500 секунд. Это даст среднюю скорость потока воды 100 метров/800 секунд=0,125 метра в секунду, а скорость потока нефти 100 метров/500 метров=0,2 метра в секунду. Это дает скорость проскальзывания нефти и воды=скорость нефти – скорость воды=0,2–0,125=0,075 метра в секунду. Для большинства составов флюидов, обнаруженных на нефтяных месторождениях, эти скорости потока указывают на то, что для близкого к горизонтальному стволу скважины режим потока здесь стратифицирован с гладкой границей, указывающей на небольшой дисперсионный слой.
В случае, когда целевая фаза определенного индикатора не присутствует в положении закачивания, индикатор будет распространяться в нецелевой фазе в виде тумана небольших распределенных капель, которые будут перемещаться вместе с основным потоком. Получающееся в результате отсутствие скорости проскальзывания и аналогичного профиля дисперсии между индикатором нефти и индикатором воды будет использоваться для интерпретации отсутствия целевой фазы для одного из индикаторов в положении закачивания индикатора. Определение фазы в положении закачивания индикатора будет определяться на основе задержки ниже по течению, где появится другая фаза, и проскальзывание будет различимым. Для подробностей см. Фиг. 14.
Следующие процедуры для каждой секции скважины основаны на измеренных скоростях каждой фазы, ниже приводится обсуждение потока нефти и воды; однако аналогичные процедуры могут быть выполнены для трехфазного потока с использованием соответствующих карт режимов потока.
1) Скорости нефти и воды используют для оценки режима потока с использованием экспериментально или теоретически выведенной карты режима потока. Если на карте режимов потока имеется несколько возможных режимов потока для разной обводненности для данной средней скорости каждой фазы, все эти режимы потока должны быть проверены на следующем шаге, и правильным будет тот, который соответствует скорости флюида каждой фазы. Пример карты режима потока для горизонтального потока нефти и воды приведен на фиг. 17.
Например, для горизонтального разреза скважины существует стратифицированный режим потока для дебита до приблизительно 4000 баррелей в сутки. Точные значения перехода между различными фазами зависят от диаметра трубы, наклона трубы и свойств флюидов, поэтому для каждого участка следует использовать соответствующую карту режима потока, основанную на гидравлическом диаметре сечения и траектории сечения.
2) объемное содержание каждой фазы должно быть рассчитано с использованием соответствующих уравнений для данного режима потока. Например, в случае стационарного стратифицированного потока, объемное содержание получают из следующего уравнения:
где tw представляет собой напряжение сдвига в водной фазе на периферии трубы, смоченной водой (Sw); r0 представляет собой общее напряжение в нефтяной фазе на периферии трубы, смоченной нефтью (So); Si представляет собой периферию границы раздела нефть–вода, Aw и Ao представляют собой объемное содержание воды и нефти, соответственно; pw и p0 представляют собой плотность воды и нефти, g представляет собой постоянную гравитации, y представляет собой угол наклона секции скважины. В целях иллюстрации рассмотрим простейший случай, очень близкий к горизонтальному потоку двух жидкостей. В этом случае уравнение проще, так как последние два слагаемых ничтожны по сравнению с первыми двумя, а отношения между Sw и So и Aw и Ao основаны на геометрических соображениях:
где D представляет собой диаметр трубы. Sw и Aw связаны геометрически. tw и td можно рассчитать по измеренной скорости прохождения индикатора, гидравлическому диаметру для каждой фазы и коэффициенту трения, полученному из диаграммы Муди или соответствующих уравнений для ламинарного и турбулентного потока. В случае горизонтального потока могут существовать две ситуации, в которых либо нефть или вода движутся быстрее, как показано на фиг. 15. Нефть двигается быстрее, когда режим потока является турбулентным для обеих фаз, потому что трение стенки пропорционально плотности жидкости. В случае ламинарного потока вязкость играет более важную роль, а нефть движется медленнее.
Для других режимов потока вычисления аналогичны, но с другими соответствующими уравнениями, которые охватывают основные физические процессы, определяющие течение каждой фазы. Такие уравнения можно найти в литературе, и расчеты может выполнить любой специалист в данной области. Например, для стратифицированного потока с толстым дисперсионным слоем с удовлетворительной точностью можно использовать те же уравнения, что и для стратифицированного потока. В качестве альтернативы, коммерчески доступные программы, такие как OLGA и LedaFlow, выполнят эти расчеты с учетом соответствующих входных значений.
3) скорость потока для каждой фазы является произведением скорости и объемного содержания этой фазы. Математически это выглядит как qi=Ai * vi, где qi – скорость потока фазы i, Ai – объемное содержание фазы i, а vi – средняя фазовая скорость фазы i.
4) приток каждой фазы по каждой секции получается на основе разницы скоростей потока каждой фазы в данной секции и скоростей потока в секции выше.
Описанный способ особенно хорош для длинных горизонтальных труб, где скорость потока медленно меняется вдоль скважины.
В случае рассеянного потока в горизонтальной секции скважины скорость нефти и воды будет одинаковой, и, следовательно, сложно определить скорость потока для каждой фазы на основе скоростей флюидов. Однако, в случае не горизонтального рассеянного потока, нефть и вода будут иметь разные скорости из–за силы плавучести; и, следовательно, значение объемного содержания может быть получено. Скорость потока каждой фазы для данного участка скважины с рассеянным потоком можно оценить, используя: 1) как можно более полную информацию о скоростях и объемном содержании в этой секции, полученную из времени прохождения, 2) и скорость потока каждой фазы в предыдущей секции скважины, где скорость потока каждой фазы известна, 3) данные о перепаде давления, если таковые имеются.
Когда описанные выше процедуры завершены, точность рассчитанного профиля притока вдоль скважины может быть улучшена с помощью симулятора многофазного потока. Значения, полученные на предыдущих этапах, могут использоваться в качестве начального предположения, и более точный приток по каждому участку может быть получен путем настройки модели для соответствия измеренному верхней части сигнала, включая полный сигнал, который включает дисперсию индикаторов во время потока или любые другие эффекты.
Дисперсию сигнала индикатора можно использовать в качестве дополнительных входных данных симулятора многофазного потока. Дисперсия сигнала индикатора зависит от режима потока (например, рассеянного, сегрегированного, кольцевого) и от числа Рейнольдса потока конкретной фазы, а также поведения границы раздела фаз. Амплитуду измеренной концентрации индикатора также можно использовать в качестве дополнительных входных данных в симулятор, который будет показывать разбавление каждого индикатора в соответствующей фазе.
Некоторые Определения:
Волокно – оптическое волокно или световод, который используют для передачи света.
Приемник – любой фотодетектор или спектрометр.
Источник – любой источник света с узкой спектральной полосой, созданный, например, светодиодом, лазерным диодом, лазером или комбинацией таких устройств, которые создали бы комбинацию из нескольких узких полос.
Индикатор – любой люминесцентный индикатор, краситель с узким поглощением или квантовыми точками или любой из описанных выше, включенных в частицы. Примером подходящего люминесцентного красителя является сульфородамин B, поглощающим красителем является 2–[2–[2–хлор–3–[2–(1,3–дигидро–1,3,3–триметил–2H–индол–2–илиден)–этилиден]–1–циклогексен–1–ил]этенил]–1,3,3–триметил–3Н–хлорид индолия, квантовые точки могут представлять собой квантовые точки CdSe с размером несколько нм. Частицы для защиты красителя могут быть получены из пористого диоксида кремния или любого другого материала, частицы также могут иметь структуру ядро–оболочка.
Группа изобретений относится к способу и системе определения характеристик многофазного потока нефтяной скважины. Технический результат заключается в повышении точности определения характеристик поведения потока скважины в каждой зоне. Способ включает установку стабильного режима потока в скважине, и по меньшей мере для двух закачивания используют локально расположенные устройства закачивания. Синхронно закачивают по меньшей мере один набор индикатора, причем указанные индикаторы являются оптически обнаруживаемыми. Используют водо–аффинный и углеводород–аффинный индикатор имеющий свойство распространения менее 1:10 в нецелевой флюидной фазе. При этом указанное закачивание происходит одновременно во все целевые флюиды. Причем одно из указанных закачиваний, проводимых в качестве контрольного закачивания в указанном положении закачивания, проводят над нижним по потоку концом указанной продуктивной зоны или около него для измерения времени транспортировки различных фаз в положении (U) онлайн-обнаружения ниже по потоку. Обеспечивают транспортировку продуктивного потока от указанных положений закачивания в скважину к онлайн–детектору в продуктивном потоке в положении (U) обнаружения ниже по потоку от всех положений закачивания, где осуществляют оптический мониторинг для обнаружения указанных индикаторов. Определяют время проскальзывания до положения (U) обнаружения между соответствующим временем поступления указанных индикаторов воды и углеводородов при измерении в указанном положении (U) обнаружения. На основании времени транспортировки и времени проскальзывания в локальных зонах получают характеристики поведения потока скважины, причем указанные характеристики интерпретируют каждую зону в виде одного или более режимов потока. 2 н. и 24 з.п. ф-лы, 17 ил.
1. Способ определения характеристик многофазного потока нефтяной скважины, включающий в себя
- по меньшей мере для двух положений (Prinj, P1inj, P2inj, P3inj) закачивания вдоль скважины, причем в скважине имеется продуктивная зона (600) и путь (700) транспортировки на поверхность, причем указанная скважина имеет локальный продуктивный поток (Fr, F1, F2, F3) целевых флюидов, воды (w) и углеводородных флюидов (h) (нефти и/или газа) в каждом положении, из которых
по меньшей мере одно или более положений (P1inj, P2inj, P3inj) закачивания расположены вдоль продуктивной зоны (600); отличающийся тем, что
- устанавливают стабильный режим потока в скважине, и
a) по меньшей мере для двух положений (Prinj, P1inj, P2inj, P3inj),
- используют локально расположенные устройства (Ir, I1, I2, I3) закачивания,
- синхронно закачивают по меньшей мере один набор по меньшей мере водо-аффинного и углеводород-аффинного индикатора (Trw, Trh),
- причем указанные индикаторы (Trw, Trh) являются оптически обнаруживаемыми,
- используют в указанном закачивании указанный водо-аффинный и указанный углеводород-аффинный индикатор (Trw, Trh), имеющий свойство распространения менее 1:10 в нецелевой флюидной фазе,
- при этом указанное закачивание происходит одновременно во все целевые флюиды (w, h), присутствующие в указанном локальном продуктивном потоке (Fr, F1, F2, F3),
- причем одно из указанных закачиваний (Ir), проводимых в качестве контрольного закачивания (Ir) в указанном положении (Prinj) закачивания, проводят над нижним по потоку концом указанной продуктивной зоны (600) или около него для измерения времени транспортировки различных фаз в положении (U) онлайн-обнаружения еще более низком по потоку;
b) обеспечивают транспортировку указанного продуктивного потока (Fr, F1, F2, F3) от указанных положений (Prinj, P1inj, P2inj, P3inj) закачивания в скважину к онлайн-детектору (D) в продуктивном потоке (F) в положении (U) обнаружения ниже по потоку от всех положений закачивания;
c) в указанном положении (U) онлайн-обнаружения осуществляют оптический мониторинг для обнаружения указанных индикаторов (Trw, Trh) в указанном продуктивном потоке (F) для определения времени (trw, trh, t1w, t1h, t2w, t2h, t3w, t3h) поступления указанных индикаторов (Trw, Trh),
d) определяют время (Δtwhr, Δtwh1, Δtwh2, Δtwh3) проскальзывания до положения (U) обнаружения между соответствующим временем (trw, trh, t1w, t1h, t2w, t2h, t3w, t3h) поступления указанных индикаторов (Trw, Trh) воды и углеводородов при измерении в указанном положении (U) обнаружения,
e) осуществляют обратное определение указанного времени (Δtwhr, Δtwh1, Δtwh2, Δtwh3) проскальзывания до положения (U) обнаружения до времени (Δtzwhr) транспортировки и времени (Δtzwh1, Δtzwh2, Δtzwh3) проскальзывания в локальных зонах,
f) на основании указанного времени (Δtzwhr) транспортировки и времени (Δtzwh1, Δtzwh2, Δtzwh3) проскальзывания в локальных зонах получают характеристики поведения потока скважины, причем указанные характеристики интерпретируют каждую зону в виде одного или более режимов потока, таких как
- разделенный;
- диспергированный;
- кольцевой
- и/или пробковый поток.
2. Способ по п. 1, в котором используемые указанные индикаторы (Trw, Trh) являются люминесцентными или имеют специфические характеристики светопоглощения.
3. Способ по п. 2, в котором обнаружение индикаторов (Trw, Trh) проводят с использованием измерений обратно рассеянной флюоресценции.
4. Способ по п. 3, который во время указанного оптического контрольного измерения включает в себя этапы, на которых осуществляют:
- излучение света (L1) от источника (L) света через массив из одного или более окон (1), расположенных поперек указанного потока (F), в поток (F), при этом указанный свет (L1) генерирует специфическое к индикатору обратно рассеянное свечение (L2w, L2h) в индикаторах (Trw, Trh), присутствующих в указанном потоке (F),
- сбор обратно рассеянного света (L2w, L2h), поступающего («обратно») через указанный массив окон (1), и расчет значений (L1w, L1h) интенсивности света для света (L2w, L2h), отображающего указанные индикаторы (Trw, Trh), и
- запись указанных значений (L2w, L2h) интенсивности света.
5. Способ по п. 4, включающий в себя этапы, на которых
- определяют указанное время (tw, th) поступления каждого обнаруженного индикатора (Trw, Trh) посредством определения характерного признака в записи/графике указанных значений (L2w, L2h) интенсивности света.
6. Способ по п. 1, в котором используют указанный водо-аффинный и углеводород-аффинный индикатор (Trw, Trh), который обладает свойством распределения меньше чем 1:100 в его нецелевой флюидной фазе, а предпочтительно меньше чем 1:1000.
7. Способ по п. 6, в котором указанный водо-аффинный и указанный углеводород-аффинный индикатор (Trw, Trh) закачивают с помощью общего флюида-носителя или смеси флюидов-носителей из общей камеры.
8. Способ по п. 7, в котором используемый указанный набор по меньшей мере водо-аффинных и углеводород - (нефть и/или газ) - аффинных индикаторов (Trw, Trh) является идентичным по меньшей мере для двух положений (Prinj, P1inj, P2inj, P3inj) закачивания.
9. Способ по п. 7, в котором используемый указанный набор по меньшей мере указанных водо-аффинных и указанных углеводород - (нефть и/или газ) - аффинных индикаторов (Trw, Trh) является различным (уникальным) по меньшей мере для двух соседних положений (Prinj, P1inj, P2inj, P3inj) закачивания.
10. Способ по п. 8, в котором используемый указанный набор по меньшей мере водо-аффинных и углеводород - (нефть и/или газ) - аффинных индикаторов (Trw, Trh) является одинаковым для всех положений (Prinj, P1inj, P2inj, P3inj) закачивания в указанной скважине, при том что расстояния между последовательными положениями (Prinj, P1inj, P2inj, P3inj) закачивания являются достаточными для присвоения указанных измерений вверху уникальным положениям (Prinj, P1inj, P2inj, P3inj) закачивания в скважине.
11. Способ по п. 7, в котором используемый указанный набор по меньшей мере водо-аффинного и углеводород - (нефть и/или газ) - аффинного индикаторов (Trw, Trh) также содержит нейтральный индикатор (Trn), причем указанный нейтральный индикатор разделяет фазы.
12. Система для определения характеристик многофазного потока нефтяной скважины, содержащая
нефтяную скважину (600, 700), имеющую эксплуатационную трубу (4) с продуктивным потоком (F), причем в указанной скважине имеется продуктивная зона (600) и путь (700) транспортировки ниже по потоку от указанной продуктивной зоны (600), причем указанная продуктивная зона (600) проводит один или более локальных продуктивных потоков (Fr, F1, F2, F3) в режиме стабильного потока;
отличающаяся тем, что
- по меньшей мере два положения (Pr, P1inj, P2inj, P3inj) закачивания, соответствующих указанным локальным продуктивным потокам (Fr, F1, F2, F3), содержат потенциальные целевые флюиды, воду (w) и углеводородные флюиды (h) (нефть и/или газ), при этом
в каждом указанном положении (Prinj, P1inj, P2inj, P3inj) закачивания
- имеются локально расположенные соответствующие устройства (Ir, I1, I2, I3) закачивания, каждое из которых имеет резервуар для по меньшей мере водо-аффинного и углеводород-аффинного индикатора (Trw, Trh),
- каждое устройство закачивания выполнено с возможностью одновременного закачивания набора указанного воды-аффинного и углеводород-аффинного индикатора (Trw, Trh),
- каждое указанное устройство закачивания выполнено с возможностью закачивания набора водо-аффинного и углеводород-аффинного индикаторов (Trw, Trh) во все указанные целевые флюиды (w, h), присутствующие в указанном локальном продуктивном потоке (Fr, F1, F2, F3),
- указанный водо-аффинный и углеводород-аффинный индикатор (Trw, Trh) обладает свойством распространения менее 1:10 в нецелевую флюидную фазу,
- по меньшей мере два указанных устройства (Ir, I1, I2, I3) закачивания выполнены с возможностью синхронного закачивания наборов из набора индикаторов (Trw, Trh),
- одно из указанных устройств (Ir) закачивания выполнено с возможностью контрольного закачивания в положении (Prinj) закачивания у нижнего по потоку конца указанной продуктивной зоны (600) или вблизи него для измерения времени транспортировки различных фаз до положения (U) онлайн-обнаружения еще более низком по потоку,
- оптический онлайн-детектор (D) в продуктивном потоке (F) в положении (U) обнаружения, расположенном ниже по потоку вдоль указанного пути (700) транспортировки;
- причем указанный детектор (D) выполнен с возможностью проведения оптического обнаружения индикаторов (Trw, Trh) в указанном продуктивном потоке (F) для определения времени (trw, trh, t1w, t1h, t2w, t2h, t3w, t3h) поступления индикаторов (Trw, Trh),
- вычислительное устройство для определения времени (Δtwhr, Δtwh1, Δtwh2, Δtwh3) проскальзывания между соответствующим временем (trw, trh, t1w, t1h, t2w, t2h, t3w, t3h) поступления индикаторов (Trw, Trh) воды и углеводородов, причем вычислительное устройство выполнено с возможностью обратного пересчета времени (Δtwhr, Δtwh1, Δtwh2, Δtwh3) проскальзывания во время (Δtzwhr, Δtzwh1, Δtzwh2, Δtzwh3) проскальзывания в локальных зонах,
- причем вычислительное устройство выполнено с возможностью частично на основании времени (Δtzwhr, Δtzwh1, Δtzwh2, Δtzwh3) проскальзывания в локальных зонах интерпретации каждой зоны в качестве одного или более режимов потока или получения других характеристик, таких как распределение поступления различных добываемых фаз.
13. Система по п. 12, в которой указанные индикаторы (Trw, Trh) являются люминесцентными или имеют специфические характеристики поглощения света.
14. Система по п. 12, в которой каждое из по меньшей мере пары указанных устройств (Ir, I1, I2, I3) закачивания содержит счетчик (108) времени, выполненный с возможностью синхронизации друг с другом.
15. Система по п. 12, в которой счетчики (108) времени выполнены с возможностью синхронизация с устройством управления наверху, при этом счетчики (108) времени выполнены с возможностью синхронизации запуска с другим синхронным действием, таким как пульсация давления в скважине.
16. Система по любому из предыдущих пп. 12-15, причем указанное вычислительное устройство выполнено с возможностью
- определения времени (tw, th) поступления каждого обнаруженного указанного индикатора (Trw, Trh) посредством определения первого значимого характерного признака в записи/графике указанных значений (L2w, L2h) интенсивности света.
17. Система по п. 12, в которой по меньшей мере два локальных продуктивных потока (Fr, F1, F2, F3), которые содержат потенциальные целевые флюиды, воду (w) и углеводородные флюиды (h) (нефть и/или газ), имеют соответствующие положения (Pr, P1inj, P2inj, P3inj) закачивания.
18. Система по п. 17, в которой каждое из устройств (Ir, I1, I2, I3) закачивания расположено в локально соответствующем положении (Prinj, P1inj, P2inj, P3inj) закачивания.
19. Система по п. 12, в которой указанный водо-аффинный и углеводород-аффинный индикатор (Trw, Trh) обладает свойством распределения меньше чем 1:100 и предпочтительно меньше чем 1:1000.
20. Система по п. 19, в которой в наборе по меньшей мере водо-аффинный и углеводород - (нефть и/или газ) - аффинный индикаторы (Trw, Trh) являются идентичными по меньшей мере для двух положений закачивания.
21. Система по п. 19, в которой в наборе по меньшей мере водо-аффинный и углеводород - (нефть и/или газ) - аффинный индикаторы (Trw, Trh) являются различными (уникальными) по меньшей мере для двух соседних положений (Pr, Pin, P2inj, P3inj) закачивания.
22. Система по п. 20, в которой в наборе по меньшей мере водо-аффинный и углеводород - (нефть и/или газ) - аффинный индикаторы (Trw, Trh) являются одинаковыми для всех положений (Pr, P1inj, P2inj, P3inj) закачивания в указанной скважине, при том что расстояния между последовательными положениями закачивания являются достаточными для присваивания измерений вверху уникальным положениям (Pr, P1inj, P2inj, P3inj) в скважине.
23. Система по п. 19, в которой указанный набор по меньшей мере водо-аффинного и углеводород - (нефть и/или газ) - аффинного индикаторов (Trw, Trh) также содержит нейтральный индикатор (Trn), причем нейтральный индикатор разделяет фазы.
24. Система по п. 12, причем указанное положение (U) обнаружения находится наверху.
25. Система по п. 12, в которой указанное положение (U) обнаружения расположено непосредственно после последнего положения притока перед указанным путем (700) транспортировки.
26. Система по п. 12, в которой указанный оптический детектор (D) расположен в положении доступа в зонд эрозии.
| WO 2016105210 A4, 17.11.2016 | |||
| РАСПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТАВА В РЕЖИМЕ ОНЛАЙН | 2004 |
|
RU2377405C2 |
| УСТРОЙСТВО ДЛЯ КОНТРОЛЯ РАСХОДА КОМПОНЕНТОВ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН | 1998 |
|
RU2148711C1 |
| WO 2012057634 A1, 03.05.2012 | |||
| СМЕСЬ АНАЛОГОВ ЦИКЛОСПОРИНА И ЕЕ ПРИМЕНЕНИЕ В КАЧЕСТВЕ ИММУНОМОДУЛИРУЮЩЕГО АГЕНТА | 2002 |
|
RU2337106C2 |
| US 6840316 B2, 11.01.2005 | |||
| WO 2006068488 A1, 29.06.2006. | |||
