Способ и устройство для количественного внутрискважинного наблюдения за многофазным потоком Российский патент 2024 года по МПК E21B47/11 E21B43/38 E21B49/08 

Настоящее изобретение относится к мониторингу потока из добывающей скважины и в частности к устройству и способам измерения общей производительности в скважине по двум отдельным фазам. Аспекты изобретения включают измерение общей производительности для нефтяной и водной фаз, газовой и водной фаз или нефтяной и газовой фаз.

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Постоянные индикаторы, помещенные в добывающих скважинах, зарекомендовали себя для оценки того, «какие потоки, где и сколько», то есть какие текучие среды протекают в каких частях скважины и с какими расходами. Традиционно, разные индикаторы размещаются в разных зонах притока к эксплуатационному оборудованию, установленному в скважине.

Способы мониторинга расхода текучей среды в скважине известны, включая количественную оценку на основе переходного потока, когда отдельные индикаторы размещают в разных зонах притока в скважине. Скважина приостанавливается на время, чтобы обеспечить возможность индикаторам с высокой концентрацией накапливаться в отдельных зонах притока, а затем скважина перезапускается, чтобы вывести индикаторы на поверхность. Для получения качественных и количественных данных эксплуатационных характеристик используются отбор проб и анализ концентрации различных индикаторов.

В документе ЕР 2633152 раскрыт способ оценки профиля притока скважинных текучих сред (нефти, газа или воды) в нефтяную скважину с местами притока в добываемый поток. Способ включает размещение индикаторных источников с индикаторными материалами на уровнях скважины и создание переходного процесса в рабочем дебите всего добываемого потока путем закрытия скважины. Способ включает отбор и анализ проб и на основе указанных концентраций, и последовательность отбора проб, а также геометрию скважины, расчет объемов притока по моделям потока.

Однако эти способы ограничивают количество возможностей для получения данных индикаторов, поскольку остановка скважины - сложная и очень дорогостоящая операция, требующая тщательного планирования проекта и приводящая к потере доходов из-за перерыва в добыче.

Системы инжекции индикаторов для скважинного использования описаны в US 6840316 В2 и WO 2016/137328 А1. Индикатор обычно закачивается в основной путь потока скважины. Однако в WO 2016/137328 А1 описана система выпуска индикатора с отводящей камерой и с ограничителем потока.

Общей проблемой известных способов инжекции индикаторов является то, что закачиваемые индикаторы добавляются к добываемому потоку, и имеется ограниченный контроль того, подвергаются ли индикаторы воздействию целевой текучей среды или нет.Это представляет собой неопределенность в предварительном анализе в устье скважины.

Из-за сложности многофазного потока не существует способов на основе индикаторов для точного измерения зональных расходов различных фаз. Некоторые проблемы в многофазных условиях связаны с тем фактом, что присутствие воды не пропорционально добыче из-за разницы в проскальзывании и гравитации.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Целью одного из аспектов настоящего изобретения является создание способа и устройства для количественного внутрискважинного наблюдения за многофазным потоком в нефтяной скважине.

Еще одной целью настоящего изобретения является создание устройства с отводящей камерой, способного улучшать количественное многофазное внутрискважинное наблюдение за нефтью путем измерения добываемого потока каждой фазы в многофазном потоке.

Дальнейшие цели и задачи изобретения станут очевидными из последующего описания.

В соответствии с первым аспектом изобретения, предложен способ количественного внутрискважинного наблюдения за многофазным потоком, содержащим по меньшей мере две фазы любого из нефти, воды или газа, в нефтяной скважине, причем способ включает:

установку по меньшей мере одной отводящей камеры, содержащей:

секцию разделения фаз в потоке,

индикаторную камеру,

одно или несколько выпускных отверстий,

по меньшей мере один ограничитель потока,

систему выпуска индикатора с одним или несколькими индикаторами,

разделение отведенного потока в отводящей камере на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности,

выпуск по меньшей мере одного индикатора в индикаторную камеру,

пропускание разделенных фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности через каждый ограничитель потока,

вымывание фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности с индикатором из отводящей камеры через выпускные отверстия в локальный поток внутри скважины,

проведение мониторинга индикатора в добываемом потоке в точке обнаружения ниже по потоку от выпускных отверстий.

Способ может включать измерение концентрации одного или нескольких индикаторов в отслеживаемом потоке.

Установка по меньшей мере одной отводящей камеры, способной выпускать или вымывать индикатор в добываемый поток, может создать переходный процесс индикатора. Молекулы индикатора распространяются вниз по потоку с добываемым потоком в виде индикаторного облака, порции или заряда, которые могут быть обнаружены ниже по потоку от устройства и/или в устье скважины как сигнал ответа индикатора или пик в точке обнаружения ниже по потоку.

Переходные процессы индикатора вызываются полем скоростей в скважине. Прибытие на поверхность первых различных индикаторов или полный переходный процесс различных индикаторов можно использовать для оценки поля скоростей в скважине. По полю скоростей можно рассчитать профиль притока.

Способ может включать вымывание фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности с индикатором в виде индикаторного облака.

Способ может применяться в конструкции скважины, по существу, горизонтальной, наклонной и/или слегка наклонной. Способ может применяться для одной или нескольких положений в скважине. Он может применяться для еще одного положения индикаторного источника. Внутри скважины может быть один или несколько локальных многофазных потоков.

Способ может включать введение части отведенного потока в локально расположенную отводящую камеру. Способ может включать направление части локального потока в отводящую камеру.

Способ может включать разделение отведенного потока на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности в секции разделения фаз потока перед подачей его в камеру задержки или в по меньшей мере один ограничитель потока.

Способ может включать разделение отведенного потока на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности в секции разделения фаз потока перед добавлением индикатора.

Способ может включать добавление индикатора перед разделением отведенного потока на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности в секции разделения фаз потока.

Способ может включать разделение отведенного потока на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности в секции разделения фаз потока перед выпуском индикатора или воздействием потоком на индикатор.

Способ может включать выпуск по меньшей мере одного индикатора в отведенный поток или воздействие на поток индикатором перед разделением отведенного потока на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности в секции разделения фаз потока.

Ограничители потока могут быть предназначены для конкретной текучей среды и/или фазы. Индикаторная камера может иметь заданный объем. Указанная по меньшей мере одна отводящая камера может быть выполнена с возможностью использования для одного или нескольких положений индикаторного источника в скважине.

Указанная по меньшей мере одна отводящая камера может содержать первый ограничитель потока для фазы потока низкой плотности и второй ограничитель потока для фазы потока высокой плотности. Фаза потока низкой плотности может представлять собой углеводородную фазу. Фаза потока высокой плотности может представлять собой водную фазу. В некоторых случаях фаза потока низкой плотности может представлять собой водную фазу. Фаза потока высокой плотности может представлять собой углеводородную фазу, такую как тяжелая нефть.

Указанная по меньшей мере одна отводящая камера может содержать одно или несколько впускных отверстий. Отведенный поток может быть разделен на фазу низкой плотности и фазу высокой плотности после того, как отведенный поток вошел во впускные отверстия. Указанное одно или несколько впускных отверстий могут быть расположены выше по потоку от одного или нескольких выпускных отверстий.

Способ может включать перемещение и/или совмещение указанного по меньшей мере одного ограничителя потока с разделенной фазой потока низкой плотности и/или фазой потока высокой плотности. Способ может включать установку положения указанного по меньшей мере одного ограничителя потока, чтобы обеспечить разделенной фазе потока низкой плотности и/или фазе потока высокой плотности возможность проходить через указанный по меньшей мере один ограничитель потока.

Указанный по меньшей мере один ограничитель потока может представлять собой ограничитель для фазы потока низкой плотности. Указанный по меньшей мере один ограничитель потока может представлять собой ограничитель для фазы потока высокой плотности. Отводящая камера может содержать первый ограничитель потока для фазы потока низкой плотности и второй ограничитель потока для фазы потока высокой плотности. Способ может включать установку положения указанного по меньшей мере одного ограничителя потока и пропускание разделенной фазы потока низкой плотности через совмещенный ограничитель для фазы потока низкой плотности. Способ может включать установку положения указанного по меньшей мере одного ограничителя потока и пропускание разделенной фазы потока высокой плотности через совмещенный ограничитель для фазы потока высокой плотности.

Система выпуска индикатора может быть приведена в действие для выпуска указанного по меньшей мере одного индикатора в камеру с образованием индикаторного облака или нескольких отдельных облаков в одной камере. Индикаторное облако может иметь концентрацию индикаторов выше, чем фоновые концентрации индикаторов.

Указанная по меньшей мере одна отводящая камера может содержать по меньшей мере один клапан, выполненный с возможностью выборочного управления потоком текучей среды через указанное одно или несколько выпускных отверстий. Указанная по меньшей мере одна отводящая камера может содержать по меньшей мере один клапан, выполненный с возможностью выборочного управления потоком текучей среды через указанное одно или несколько выпускных отверстий.

Способ может включать вымывание фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности с индикатором из отводящей камеры через выпускные отверстия в локальный поток внутри скважины. Способ может включать вымывание индикатора в виде индикаторного облака.

Способ может включать открытие указанного по меньшей мере одного клапана и вымывание индикатора из проточного канала и через указанное одно или несколько выпускных отверстий.

Способ может включать открытие и/или закрытие указанного по меньшей мере одного клапана в ответ на изменения расхода текучей среды или давления текучей среды в скважине. Способ может включать открытие и/или закрытие клапана в ответ на разность давлений между указанным по меньшей мере одним впускным отверстием для текучей среды и указанным по меньшей мере одним выпускным отверстием для текучей среды. Способ может включать открытие и/или закрытие клапана в ответ на разность давлений между индикаторной камерой устройства с отводящей камерой и эксплуатационной колонной. Способ может включать открытие и/или закрытие указанного по меньшей мере одного клапана в ответ на сигнал с поверхности.

Способ может включать открытие указанного по меньшей мере одного клапана в промежуточное положение между полностью открытым и полностью закрытым положениями.

Способ может включать закрытие указанного по меньшей мере одного клапана на определенный период времени для приостановки отводящей камеры и увеличения концентрации частиц или молекул индикатора, выпускаемых в объем текучей среды камеры задержки.

Способ может включать закрытие указанного по меньшей мере одного клапана на период времени, достаточный для накопления высокой концентрации индикатора в отводящей камере, которая может быть обнаружена как ответный сигнал индикатора высокой амплитуды в точке обнаружения ниже по потоку, когда частицы или молекулы индикатора выпущены из отводящей камеры. Путем приостановки отводящей камеры может быть сформировано одно или несколько индикаторных облаков. Индикаторное облако - это локальная повышенная или высокая концентрация молекул индикаторов, которые при попадании в поток могут быть обнаружены как ответный сигнал индикатора высокой амплитуды в точке обнаружения ниже по потоку от отводящей камеры. Период времени может варьироваться от часов до месяцев.

Указанный по меньшей мере один клапан может быть закрыт менее чем на 24 часа, чтобы приостановить отводящую камеру. Указанный по меньшей мере один клапан может быть закрыт более чем на 24 часа, чтобы приостановить устройство с отводящей камерой.

Способ может включать использование разности давлений между впускными и выпускными портами для вымывания индикаторного облака из отводящей камеры.

Способ может включать вычисление характерного времени вымывания каждого индикатора из индикаторной камеры или времени прохождения каждого индикатора через отводящую камеру на основе концентрации указанного одного или нескольких индикаторов в контролируемом потоке.

Индикаторная камера может представлять собой камеру задержки. Способ может включать использование предварительно определенного объема камеры, оценку разности давлений в скважине между впускным и выпускным портами и/или вычисление задержки и/или расхода для каждой фазы локальных многофазных потоков.

Указанные две отдельные фазы могут представлять собой нефть и воду, или газ и воду, или нефть и газ. Для простоты далее они будут в основном называться комбинацией текучих сред нефти и воды и соответствующей комбинацией аффинных индикаторов нефти и воды, но ее следует рассматривать как любую комбинацию, описанную выше.

Способ может включать следующие этапы:

- приток скважинной текучей среды в отводящую камеру через приточные порты,

- разделение фаз после входа в отводящую камеру,

- введение индикаторного облака в отводящую камеру,

- вымывание индикаторного облака потоком разделенной текучей среды из отводящей камеры обратно в скважину через выпускные порты, и

- обнаружение индикаторов в точке обнаружения.

Сбор, обнаружение, анализ и/или интерпретация данных индикаторов в добываемой текучей среде могут представлять собой отдельные способы и выполняться в разное время или в разных местах. Обнаружение, анализ и/или интерпретация индикатора в добываемой текучей среде могут представлять собой отдельные способы разделения фаз, выпуска индикаторного облака из отводящей камеры и/или отбора проб. Пробы могут быть отобраны, а индикатор обнаружен, проанализирован и/или интерпретирован в то время или в том месте, которые являются отдельными и отличаются от местоположения скважины и, следовательно, отбора проб.

Отводящая камера может содержать впускные и выпускные порты, камеру задержки, систему выпуска индикатора для введения индикаторов в камеру задержки, узлы ограничения потока для каждой фазы и секцию в отводящей камере, в которой может происходить разделение фаз.

Способ может включать расчет расходов добываемого потока каждой из двух фаз, который может быть основан на измеренном времени вымывания индикаторов из камеры задержки или на времени прохождения индикатора в камере задержки и известной пропускной способности узлов ограничения потока для заданной разницы давлений между впускным и выпускным портами. Способ может включать обеспечение разницы давлений между впускным и выпускным портами, чтобы вызвать прохождение части скважинных текучих сред через камеру задержки и узлы ограничения потока.

В этом способе могут использоваться индикаторы со сходством по свойствам с двумя целевыми фазами, которые могут быть обнаружены либо в режиме онлайн, либо с помощью анализа текучей среды после отбора проб. В способе могут использоваться один или несколько индикаторов, специфичных для фазы.

Способ может включать разделение фаз внутри отводящей камеры и введение каждой фазы в контакт с индикатором и пропускание через известный ограничитель, предназначенный для каждой фазы. Это означает, что поведение каждой фазы внутри отводящей камеры известно, и скорость будет пропорциональна разности давлений между впускным отверстием и выпускным отверстием отводящей камеры внутри трубы, такой как основная труба, то есть в добываемом потоке.

Способ может включать пропускание разделенных потоков через отводящую камеру с использованием разности давлений. Количество каждой разделенной фазы внутри камеры и конструкция ограничителя могут определять продолжительность индикаторного следа в точке мониторинга, рассматриваемую как значение концентрации. Можно получить длительный сигнал индикаторного следа.

Способ может включать добавление индикатора к еще неразделенной части потока в камере задержки. Способ может включать добавление индикатора к каждой отдельной фазе после разделения потока.

Способ может включать использование индикаторов, которые имеют сходство по свойствам с одной или несколькими фазами текучей среды, то есть индикаторов углеводородных фаз, таких как нефть или газ, и индикаторов водной фазы.

Способ может включать использование нейтральных индикаторов, которые имеют сходство по свойствам с обеими фазами, а сигнал, индикаторный след, может быть считан в соответствии с установленными ограничивающими свойствами и ожидаемым поведением фаз через отводящую камеру и скважину с разными постоянными времени.

В этом способе могут использоваться индикаторы со сходством по свойствам с двумя целевыми фазами, которые могут быть обнаружены либо в режиме онлайн, либо с помощью анализа текучей среды после отбора проб. Две отдельные фазы могут представлять собой нефть и воду, или газ и воду, или нефть и газ.

Измеряя время прохождения или время вымывания, зная геометрию скважины и геометрию отводящей камеры, можно, среди прочего, вычислить долю целевой текучей среды в положении отводящей камеры, разности давлений, задержку в скважине и производительности.

В способе можно использовать предварительно определенный объем камеры, оценивая разность давлений в скважине между впускным и выпускным портами. Способ может включать расчет задержек и/или скорости потока для каждой фазы локальных многофазных потоков.

Способ может включать обеспечение или направление отведенного потока в отводящую камеру из затрубного пространства эксплуатационной колонны в скважине. Способ может включать включение или направление отведенного потока в отводящую камеру изнутри эксплуатационной колонны в скважине. Отведенный поток может представлять собой локальный отведенный поток. Отведенный поток может представлять собой часть локального отведенного потока.

Способ может включать совмещение указанного по меньшей мере одного ограничительного узла с фазой низкой плотности, которая может находиться в верхнем или высоком положении в отводящей камере. Способ может включать совмещение указанного по меньшей мере одного ограничительного узла с фазой высокой плотности, которая может находиться в нижнем или низком положении в отводящей камере. Способ может включать совмещение указанного по меньшей мере одного ограничительного узла перед тем, как обеспечить или направить часть отведенного потока в отводящую камеру.

Способ может включать активацию открывания уплотнительного устройства впускного и/или выпускного отверстий. Способ может включать активацию открывания уплотнительного устройства впускного и/или выпускного отверстий до того, как часть отведенного потока попадет в отводящую камеру.

Способ может включать обеспечение или направление индикаторов для введения в камеру задержки и формирование увеличенной или повышенной концентрации индикатора для формирования индикаторного облака перед тем, как поток войдет в ограничители потока. Способ может включать выпуск индикаторов в камеру задержки и формирование индикаторного облака перед введением в ограничители потока.

Способ может включать приведение в действие системы выпуска индикатора для выпуска индикатора из полимерной матрицы, из инжектора индикаторной жидкости или твердого вещества, выпуск индикаторов из матрицы и/или инжекцию индикаторов с помощью инжектора или выпуск из контейнера.

Способ может включать одновременный выпуск системой выпуска индикатора первой дозы по меньшей мере одного из индикаторов в первый конец камеры задержки и второй дозы по меньшей мере одного из индикаторов во второй конец камеры задержки.

Один или несколько локальных многофазных добываемых потоков могут представлять собой сумму разнесенного потока в затрубном пространстве через отводящую камеру и внутренний объем основной трубы. Концентрация индикаторов может как минимум в два раза превышать фоновую концентрацию индикаторов.

Способ может включать выполнение мониторинга путем обнаружения в потоке, обнаружения с помощью зонда, измерения с задержкой или выполнения посредством физического отбора проб.

Система выпуска индикатора может быть приведена в действие в определенный момент времени для выпуска по меньшей мере дозы по меньшей мере одного из индикаторов.

Впускные порты могут быть открыты, чтобы дать возможность шунтирующему потоку войти в отводящую камеру. Впускные порты могут быть закрыты для создания сигнала выпуска индикатора, чтобы сформировать индикаторное облако, удерживая порты закрытыми в течение предварительно установленного времени. Впускные отверстия могут быть впоследствии открыты, чтобы направить отведенный поток через отводящую камеру за счет перепада давления.

Способ может включать установку двух или большего количества отводящих камер, каждая с отдельным индикатором, в известных различных местах в скважине. Каждая отводящая камера может быть расположена ниже по потоку от другой зоны притока и открыта для текучих сред из зоны притока.

В соответствии со вторым аспектом изобретения, предложен способ количественного внутрискважинного наблюдения за многофазным потоком, содержащим по меньшей мере две фазы любого из нефти, воды или газа, в нефтяной скважине, причем способ включает:

использование по меньшей мере одной отводящей камеры, содержащей

- секцию разделения фаз потока,

- камеру задержки,

- один или несколько впускных портов и один или несколько выпускных портов, причем впускные порты расположены выше по потоку от выпускных портов,

- по меньшей мере один ограничитель потока,

- систему выпуска индикатора с одним или несколькими индикаторами,

разделение отведенного потока в отводящей камере на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности,

приведение в действие системы выпуска индикатора для выпуска по меньшей мере одного индикатора в камеру задержки,

причем разделенные фаза потока низкой плотности и фаза потока высокой плотности протекают через каждый ограничитель потока,

вымывание фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности с индикаторным облаком из отводящей камеры через выпускные порты в локальный поток внутри скважины,

выполнение мониторинга индикатора в добываемом потоке в точке обнаружения ниже по потоку от выпускных портов.

Способ может осуществляться в по существу горизонтальной, наклонной и/или слегка наклонной конструкции скважины. Способ может осуществляться для одного или нескольких положений в скважине. Способ может осуществляться для одного или нескольких положений индикаторного источника. Внутри скважины может иметься один или несколько локальных многофазных потоков.

Варианты выполнения второго аспекта изобретения могут включать один или несколько признаков первого аспекта изобретения или его вариантов выполнения, или наоборот.

В соответствии с третьим аспектом изобретения, предложено устройство с отводящей камерой для количественного многофазного скважинного наблюдения за нефтью, при этом устройство содержит:

проточную отводящую камеру для отведенного потока, содержащую:

- одно или несколько выпускных отверстий,

- секцию разделения фаз потока для разделения отведенного потока на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности,

- камеру задержки,

- систему выпуска индикатора для по меньшей мере одного индикатора, и

- по меньшей мере один ограничитель потока, проточно сообщающийся с камерой задержки.

Проточная отводящая камера может иметь удлиненный корпус. Проточная отводящая камера может иметь цилиндрический корпус, по меньшей мере частично. Проточная отводящая камера может быть выполнена с возможностью расположения в нефтяной скважине по периферии.

Предпочтительно, проточная отводящая камера содержит одно или несколько впускных отверстий. Указанное одно или несколько впускных отверстий могут представлять собой впускные порты. Указанное одно или несколько выпускных отверстий могут представлять собой выпускные порты. Указанное одно или несколько впускных отверстий могут быть расположены в верхней по потоку части, а указанное одно или несколько выпускных отверстий могут быть расположены, соответственно, в нижней по потоку части индикаторной отводящей камеры.

Указанный по меньшей мере один индикатор может иметь сходство по свойствам с одной или несколькими фазами потока нефти.

Указанный по меньшей мере один ограничитель потока может быть фазозависимым. Указанный по меньшей мере один ограничитель потока может представлять собой ограничитель фазы потока низкой плотности. Указанный по меньшей мере один ограничитель потока может представлять собой ограничитель фазы потока высокой плотности.

Проточная отводящая камера может содержать по меньшей мере один ограничитель фазы потока низкой плотности и по меньшей мере один ограничитель фазы потока высокой плотности, проточно сообщающийся с камерой задержки. Ограничители потока могут иметь предварительно определенную эффективность ограничения.

Указанный по меньшей мере один ограничитель потока может быть выполнен с возможностью распределения индикаторов по достаточно большому объему скважинной текучей среды, так что индикаторный сигнал может быть захвачен в точке обнаружения в устье или внутри скважины с доступным разрешением измерения или частотой выборки в точке обнаружения. Конструкция камеры, использование камеры задержки и ограничителя потока облегчают разделение двух фаз и дают предсказуемую скорость вымывания для каждой фазы.

Проточная отводящая камера может содержать по меньшей мере один клапан, выполненный с возможностью выборочного управления потоком текучей среды через одно или несколько впускных отверстий и/или одно или несколько выпускных отверстий. Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и закрытия указанного одного или нескольких впускных отверстий для текучей среды и/или указанного одного или нескольких выпускных отверстий для управления потоком текучей среды через указанное одно или несколько впускных отверстий для текучей среды и/или указанное одно или несколько выпускных отверстий.

Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и закрытия указанного одного или нескольких впускных отверстий для текучей среды между полностью открытым положением, полностью закрытым положением или промежуточным положением между полностью открытым и полностью закрытым положениями. Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и закрытия указанного одного или нескольких выпускных отверстий для текучей среды между полностью открытым положением, полностью закрытым положением или промежуточным положением между полностью открытым и полностью закрытым положениями. Указанный по меньшей мере один клапан может работать для управления потоком и изменения площади проходного сечения для потока через указанное одно или несколько впускных отверстий и/или через указанное одно или несколько выпускных отверстий.

Указанный по меньшей мере один клапан может представлять собой клапан с электрическим приводом, механический клапан и/или термодинамический клапан. Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и/или закрытия в ответ на наступление события в скважине.

Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и/или закрытия в ответ на сигнал с поверхности. Клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и/или закрытия в ответ на изменение температуры, давления и/или скорости. Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и/или закрытия в ответ на по меньшей мере один электронный сигнал.

Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью избирательного открытия и/или закрытия в ответ на изменение скорости текучей среды или давления текучей среды в скважине и/или эксплуатационной колонне.

Указанный по меньшей мере один клапан может представлять собой клапан, управляемый разностью давлений. Клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и/или закрытия в ответ на разность давлений на клапане.

Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и/или закрытия в ответ на изменения давления текучей среды в скважине. Клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и/или закрытия в ответ на разность давлений между указанным по меньшей мере одним впускным отверстием для текучей среды и указанным по меньшей мере одним выпускным отверстием для текучей среды. Клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и/или закрытия в ответ на разность давлений между устройством с проточной отводящей камерой и эксплуатационной колонной. Указанный по меньшей мере один клапан может представлять собой кинематический клапан. Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и/или закрытия в ответ на изменения скорости текучей среды в добываемом потоке. Указанный по меньшей мере один клапан может быть установлен как нормально открытый или нормально закрытый. Указанный по меньшей мере один клапан может быть откидным или золотниковым.

Указанный по меньшей мере один клапан может представлять собой клапан с электрическим приводом. Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и/или закрытия в ответ на получение по меньшей мере одного электрического или электронного сигнала. Указанный по меньшей мере один клапан может иметь проводное или беспроводное управление. Сигнал для управления приведением в действие клапана может поступать с поверхности или от другого внешнего источника. Указанный по меньшей мере один клапан может содержать систему беспроводной связи или быть подсоединен к ней. Система беспроводной связи может содержать по меньшей мере один беспроводной приемник, способный принимать данные беспроводным образом для управления клапаном с электрическим приводом и приведения его в действие. Система беспроводной связи может содержать по меньшей мере один передатчик для передачи сигнала, например, с поверхности.

Указанный по меньшей мере один клапан может быть регулируемым и/или настраиваемым на нормально открытый или нормально закрытый. Предпочтительно, клапан выполнен с возможностью реагировать на скорость или давление текучей среды в скважине.

Указанный по меньшей мере один клапан может быть установлен на открытие и/или закрытие при заданной скорости потока или скорости изменения давления потока текучей среды. Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью иметь по меньшей мере один пороговый уровень приведения в действие. Указанный по меньшей мере один клапан может быть настроен на частичное открытие и/или частичное закрытие клапана. Клапан может быть выполнен с возможностью открываться и/или закрываться в промежуточных положениях между полностью открытым и полностью закрытым положениями.

Указанный по меньшей мере один клапан может содержать смещающий механизм. Указанный по меньшей мере один клапан может быть уравновешен или смещен смещающим механизмом, который выполнен с возможностью установки клапана с предварительно определенной скоростью текучей среды или уровнем давления текучей среды, которые должны быть достигнуты до того, как клапан будет приведен в действие. Смещающий механизм может представлять собой пружину. Смещающий механизм может представлять собой цилиндрическую пружину, пластинчатую пружину или газовую пружину, такую как пружина с азотом.

Смещающий механизм может быть отрегулирован для установки порогового значения приведения в действие клапана. Предпочтительно, чтобы клапан был поджат пружиной, которую можно регулировать путем изменения типа, длины или натяжения пружины. Пороговое значение приведения в действие клапана может быть задано.

Устройство с проточной отводящей камерой может быть модернизировано для установки в существующую эксплуатационную колонну. Устройство с проточной отводящей камерой может быть извлечено, установлено, заменено и/или отрегулировано с помощью троса, тросового каната, гибких насосно-компрессорных труб, бурильной трубы или аналогичного средства транспортировки.

Устройство с проточной отводящей камерой или компонент устройства с проточной отводящей камерой может быть установлен или заменен и может транспортироваться по эксплуатационной колонне с помощью троса, тросового каната, гибких насосно-компрессорных труб, бурильной трубы или подобного средства транспортировки. Устройство с проточной отводящей камерой может быть перемещено по меньшей мере на один посадочный ниппель. Указанный по меньшей мере один посадочный ниппель может иметь порты, сообщающиеся с эксплуатационной колонной и/или с кольцевым пространством.

Указанный по меньшей мере один клапан может содержать смещающий механизм. Указанный по меньшей мере один клапан может быть уравновешен или смещен смещающим механизмом, который выполнен с возможностью установки клапана с предварительно определенной скоростью текучей среды или уровнем давления текучей среды, которые должны быть достигнуты до того, как клапан будет приведен в действие. Смещающий механизм может представлять собой пружину. Смещающий механизм может представлять собой цилиндрическую пружину, волновую пружину или пневматическую пружину, такую как пружина с азотом.

Смещающий механизм может быть отрегулирован для установки порогового значения приведения в действие клапана. Предпочтительно, чтобы клапан был смещен пружиной, которую можно регулировать путем изменения типа, длины или натяжения пружины. Пороговое значение приведения в действие клапана может быть установлено.

Устройство с проточной отводящей камерой может содержать впускной клапан у указанного по меньшей мере одного впускного отверстия для управления потоком текучей среды через указанное по меньшей мере одно впускное отверстие. Устройство с проточной отводящей камерой может содержать выпускной клапан для управления потоком текучей среды через указанное по меньшей мере одно выпускное отверстие.

Впускной клапан и выпускной клапан могут быть выполнены с возможностью работы независимо друг от друга. Впускной клапан и выпускной клапан могут быть выполнены с возможностью взаимодействия друг с другом. Впускной клапан и выпускной клапан могут быть выполнены таким образом, что один клапан работает как главный клапан, а другой клапан работает как вторичный клапан.

Предпочтительно, впускное отверстие для текучей среды и выпускное отверстие для текучей среды проточно сообщаются с эксплуатационной колонной. Эксплуатационная колонна может представлять собой внутреннюю трубу, в которую добываемая текучая среда входит в зону добычи. Эксплуатационная колонна может проходить от внутрискважинного пространства к поверхности.

Ограничители потока могут иметь совмещающее приспособление для позиционирования в соответствии с положениями фазы низкой плотности, верхней, и фазы высокой плотности, нижней, в отводящей камере. Совмещающее приспособление может представлять собой систему, управляемую силой тяжести. Указанный по меньшей мере один ограничитель может быть расположен во вращающейся кольцевой вставке для независимого вращения. Кольцевая часть может быть установлена на подшипниках между кольцевой вставкой и неподвижными частями отводящей камеры. Совмещающее приспособление может представлять собой средство закупоривания в сочетании с большим количеством возможных ограничителей, расположенных по периферии отводящей камеры.

По периферии части отводящей камеры может быть расположено множество ограничителей потока, причем для совмещения ограничители потока могут иметь средство закупоривания и средство активации. Способ может включать активацию средства закупоривания для удержания ограничителя, расположенного в самом верхнем положении, и ограничителя, который имеет самое нижнее положение по периферии, чтобы те работали как ограничители потока.

Отводящая камера может быть выполнена как секция эксплуатационной колонны. Отводящая камера может быть выполнена с возможностью установки дооснащения. Корпус может быть цилиндрическим и для коаксиального расположения с основной трубой, эксплуатационной колонной, обсадной колонной в скважине.

Указанный один или несколько впускных портов могут иметь отверстия, обращенные к потоку внутри эксплуатационной колонны. Указанный один или несколько впускных портов могут быть расположены открытыми к потоку снаружи эксплуатационной колонны, к затрубному пространству, гравийной набивке и т.д. Указанный один или несколько впускных портов могут иметь отверстия к потоку снаружи эксплуатационной колонны и к потоку внутри эксплуатационной колонны. Указанный один или несколько впускных портов могут иметь отверстия к потоку внутри эксплуатационной колонны. Выпускные отверстия могут быть расположены открытыми к потоку снаружи эксплуатационной колонны, к затрубному пространству, гравийной набивке и т.д. Выпускные отверстия могут иметь отверстия к потоку снаружи эксплуатационной колонны и к потоку внутри эксплуатационной колонны.

Ограничители потока могут представлять собой удлиненные трубки. Ограничители потока могут представлять удлиненные узкие трубки.

Система выпуска индикатора может представлять собой механическую систему выпуска для выпуска дозы индикатора. Система выпуска индикатора может представлять собой систему инжекции индикатора. Система выпуска индикатора может представлять собой матричную систему носителя индикатора. Индикатор может быть твердым, жидким или газообразным. Индикатор может быть выбран из группы, включающей химические, флуоресцентные, фосфоресцентные, магнитные, ДНК и/или радиоактивные соединения.

Индикатор может содержать химические индикаторы, выбранные из группы, включающей перфторированные углеводороды или перфторэфиры. Пер фторированные углеводороды могут быть выбраны из группы, состоящей из перфторбутана (РВ), перфторметилциклопентана (РМСР), перфторметилциклогексана (РМСН). Индикатор может быть химически иммобилизован внутри камеры задержки и/или на ней. Индикатор может содержать молекулы индикатора и носитель. Носителем может быть матричный материал. Матричный материал может быть полимерным.

Молекулы индикаторов могут быть химически иммобилизованы внутри и/или на носителе. Молекулы индикатора могут быть химически иммобилизованы благодаря химическому взаимодействию между индикатором и носителем.

Изменяя химическое взаимодействие между индикатором и полимером, можно управлять механизмом выпуска и скоростью выпуска молекул индикатора из индикаторного материала. Предпочтительно, индикатор выпускается из носителя индикатора с равномерной скоростью выпуска.

Носитель может быть выбран из коммерчески доступных полимеров или сополимеров полимолочной кислоты (PLA) или полигликолевой кислоты (PGA) из полиметилметакрилатов (РММА), полиметилкрилатов, полиэтиленгликолей (PEG), полимолочной кислоты (PLA) или полигликолевой кислоты (PGA). Носитель может быть выбран из полимеров с более высокими скоростями выпуска молекул индикатора, таких как полиэтилен и полипропилен.

Индикатор может быть физически диспергирован и/или физически инкапсулирован в носителе. Индикатор может выпускать молекулы индикатора в текучую среду путем растворения или разложения носителя и/или индикатора в текучую среду. Носитель может быть выбран для контролируемого разрушения при контакте с текучей средой. Носитель может быть выбран для разложения путем гидролиза носителя.

Индикатор и/или носитель могут быть специфическими для текучей среды, так что молекулы индикатора будут выпускаться из индикатора в ответ на контакт с целевой текучей средой.

Индикатор может содержать химические индикаторы, выбранные из группы, включающей перфторированные углеводороды или перфторэфиры. Перфторированные углеводороды могут быть выбраны из группы, состоящей из перфторбутана (РВ), перфторметилциклопентана (РМСР), пер фторметил цикл огексана (РМСН). Молекулы индикатора могут быть обнаружены, а их концентрация может быть измерена с помощью различных способов, таких как оптическое обнаружение, оптические волокна, спектрофотометрические методы, методы ПЦР в сочетании с последовательным анализом, хроматографические методы или радиоактивный анализ. Изобретение не ограничивается вышеупомянутыми технологиями.

Молекулы индикатора могут быть обнаружены, а их концентрация может быть измерена путем отбора проб добываемой текучей среды. Отбор проб может проводиться в одно или несколько из указанных времен отбора проб. Отбор проб может проводиться ниже по потоку от устройства с отводящей камерой или на поверхности. Пробы могут быть отобраны для последующего анализа.

Пробы могут быть отобраны и/или измерены ниже по потоку в известное время отбора проб. Объем притока может быть рассчитан на основе измеренных концентраций и их последовательности отбора проб и геометрии скважины. Способ может включать оценку или вычисление профиля притока на основе концентрации и типа индикатора как функции времени отбора проб. Объемы притока могут быть рассчитаны по моделям переходного потока. Объемы притока можно использовать для оценки профиля притока скважины.

Молекулы индикаторов могут быть обнаружены устройством обнаружения, таким как зонд. Устройство обнаружения может способствовать мониторингу и/или анализу индикатора в добываемой текучей среде в режиме реального времени.

Индикатор может быть расположен в камере задержки, чтобы обеспечить текучей среде возможность контактировать с индикатором, когда она проходит вокруг индикаторного материала в индикаторной камере.

Индикатор может быть выполнен с возможностью выборочного выпуска молекул индикатора из индикаторного материала в текучую среду в камеру задержки при контакте с конкретной скважинной текучей средой. Индикатор предпочтительно выполнен с возможностью выпуска молекул индикатора в индикаторную камеру, когда индикатор подвергается воздействию целевой текучей среды, то есть нефти, газа или воды.

Варианты выполнения третьего аспекта изобретения могут включать один или несколько признаков первого или второго аспектов изобретения или их вариантов выполнения, или наоборот.

В соответствии с четвертым аспектом изобретения, предложено устройство с отводящей камерой для количественного многофазного скважинного наблюдения за нефтью, при этом устройство содержит:

проточную отводящую камеру для отведенного потока, содержащую: одно или несколько выпускных отверстий,

секцию разделения фаз потока для разделения отведенного потока на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности,

камеру задержки,

систему выпуска индикатора для по меньшей мере одного индикатора, и

по меньшей мере один ограничитель потока, проточно сообщающийся с камерой задержки, и

по меньшей мере один клапан, выполненный с возможностью выборочного управления потоком текучей среды через указанное одно или несколько выпускных отверстий.

Устройство с отводящей камерой может содержать одно или несколько впускных отверстий. Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью выборочного управления потоком текучей среды через указанное одно или несколько впускных отверстий.

Варианты выполнения четвертого аспекта изобретения могут включать один или несколько признаков любого из аспектов изобретения с первого по третий или их вариантов выполнения, или наоборот.

В соответствии с пятым аспектом изобретения, предложен способ количественного внутрискважинного наблюдения за многофазным потоком, содержащим по меньшей мере две фазы любого из нефти, воды или газа, в нефтяной скважине, причем способ включает:

использование по меньшей мере одной отводящей камеры, содержащей:

- секцию разделения фаз потока,

- индикаторную камеру,

- одно или несколько выпускных отверстий,

- по меньшей мере один ограничитель потока,

- систему выпуска индикатора с одним или несколькими индикаторами,

- по меньшей мере один клапан, выполненный с возможностью выборочного управления потоком текучей среды через указанное одно или несколько выпускных отверстий,

разделение отведенного потока в отводящей камере на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности,

выпуск по меньшей мере одного индикатора в индикаторную камеру,

пропускание разделенных фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности через каждый ограничитель потока,

открытие указанного по меньшей мере одного клапана,

вымывание фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности с индикаторным облаком из отводящей камеры через выпускные отверстия в локальный поток внутри скважины,

проведение мониторинга индикатора в добываемом потоке в точке обнаружения ниже по потоку от выпускных отверстий.

Варианты выполнения пятого аспекта изобретения могут включать один или несколько признаков любого из аспектов с первого по четвертый или их вариантов выполнения, или наоборот.

В соответствии с шестым аспектом изобретения, предложен способ количественного внутрискважинного наблюдения за многофазным потоком, содержащим по меньшей мере две фазы любого из нефти, воды или газа, в нефтяной скважине, причем способ включает:

установку по меньшей мере одной отводящей камеры, содержащей:

- секцию разделения фаз потока,

- индикаторную камеру,

- одно или несколько выпускных отверстий,

- по меньшей мере один ограничитель потока,

- систему выпуска индикатора с одним или несколькими индикаторами,

- по меньшей мере один клапан, выполненный с возможностью выборочное управление потоком текучей среды через указанное по меньшей мере одно выпускное отверстие,

разделение отведенного потока в отводящей камере на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности,

пропускание разделенных фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности через каждый ограничитель потока,

закрытие указанного по меньшей мере одного клапана на определенный период времени для приостановки отводящей камеры,

открытие указанного по меньшей мере одного клапана для выпуска молекул индикатора,

вымывание фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности с индикаторным облаком из отводящей камеры через выпускные отверстия в локальный поток внутри скважины,

проведение мониторинга индикатора в добываемом потоке в точке обнаружения ниже по потоку от выпускных отверстий.

Варианты выполнения шестого аспекта изобретения могут включать один или несколько признаков любого из аспектов с первого по пятый или их вариантов выполнения, или наоборот.

В соответствии с седьмым аспектом изобретения, предложен способ количественного внутрискважинного наблюдения за многофазным потоком, содержащим по меньшей мере две фазы любого из нефти, воды или газа, в нефтяной скважине, причем скважина в местах расположения индикаторных источников является по существу горизонтальной и/или слегка наклонной конструкцией, содержащей одно или несколько положений индикаторных источников, имеющих один или несколько локальных многофазных потоков внутри скважины,

обеспечение части локального потока, отведенному потоку, возможности поступать в локально расположенную отводящую камеру, причем отводящая камера содержит:

секцию разделения фаз потока,

камеру задержки заданного объема,

один или несколько впускных портов и один или несколько выпускных портов, причем впускные порты расположены выше по потоку от выпускных портов,

по меньшей мере первый ограничитель потока для фазы потока низкой плотности и второй ограничитель потока для фазы потока высокой плотности,

одну или несколько систем выпуска индикатора,

один или несколько индикаторов, имеющих сходство по свойствам с одной или несколькими фазами текучей среды,

после того, как отведенный поток поступил во впускные порты, обеспечение отведенному потоку возможности разделиться на фазу потока низкой плотности, обычно на углеводородную фазу, и на фазу потока высокой плотности, обычно на водную фазу,

активацию системы выпуска индикатора для выпуска по меньшей мере одной дозы по меньшей мере одного из индикаторов в камеру задержки для формирования индикаторного облака или нескольких дискретных облаков в той же камере с концентрацией индикатора выше, чем фоновая концентрация индикаторов,

пропускание разделенных фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности, то есть водной и нефтяной фаз или газовой и нефтяной фаз, через каждый дополнительный ограничитель потока, перед

использованием разности давлений между указанными впускными портами и указанными выпускными портами для выпуска фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности с индикаторным облаком из отводящей камеры через выпускные отверстия (в локальный поток внутри скважины),

проведение мониторинга потока по реакциям индикатора в добываемом потоке в точке обнаружения ниже по потоку от выпускных отверстий, и

вычисление характерного времени вымывания каждого индикатора в отводящей камере или времени прохождения каждого индикатора через отводящую камеру на основе концентрации одного или нескольких индикаторов в контролируемом потоке.

Один или несколько индикаторов могут быть добавлены к неразделенной части потока в камере задержки или после того, как потокам было позволено разделиться, а затем индикаторы добавлены в каждую отдельную фазу.

Индикаторы могут иметь сходство по свойствам с одной или несколькими фазами текучей среды, например, индикаторы к углеводородным фазам, таким как нефть или газ, и индикаторы к водной фазе.

Можно также использовать нейтральные индикаторы, которые имеют сходство по свойствам с обеими фазами, а сигнал, индикаторный след, может быть считан в соответствии с установленными ограничивающими свойствами и ожидаемым поведением фаз, проходящих через отводящую камеру и скважину с разными постоянными времени.

Использование системы без разделения фаз и имеющей только общий ограничительный узел не позволяет использовать нейтральный индикатор. Это может быть выгодно, когда речь идет о системе выпуска индикатора внутри отводящей камеры, а также в отношении количества доступных или возможных индикаторов.

Способ может включать использование индикатора воды и нейтрального индикатора в комбинации, вместо индикаторов воды и нефти для водно-нефтяной системы.

В способе можно использовать заданный объем камеры, оценивая разность давлений в скважине между впускным и выпускным портами.

Способ может включать расчет задержек и/или расходов для каждой фазы локальных многофазных потоков.

Варианты выполнения седьмого аспекта изобретения могут включать один или несколько признаков любого из аспектов с первого по шестой или их вариантов выполнения, или наоборот.

В соответствии с восьмым аспектом изобретения, предложено устройство для выпуска индикатора с отводящей камерой для количественного многофазного скважинного наблюдения за нефтью,

при этом проточная отводящая камера для отведенного потока имеет удлиненный, по меньшей мере частично цилиндрический, корпус для размещения в нефтяной скважине и содержащий:

одно или несколько впускных отверстий и одно или несколько выпускных отверстий, расположенных, соответственно, в верхней по потоку и в нижней по потоку части индикаторной отводящей камеры,

секцию разделения фаз потока,

камеру задержки,

систему выпуска индикатора для по меньшей мере одного индикатора, имеющего сходство по свойствам с одной или несколькими фазами потока нефти,

по меньшей мере один ограничитель потока для фазы низкой плотности, и

ограничитель потока для фазы высокой плотности, проточно сообщающийся с камерой задержки,

причем ограничители потока имеющие предварительно определенную эффективность ограничения.

Варианты выполнения восьмого аспекта изобретения могут включать один или несколько признаков любого из аспектов с первого по седьмой или их вариантов выполнения, или наоборот.

В соответствии с девятым аспектом изобретения, предложен способ интерпретации для количественного многофазного внутрискважинного наблюдения для нефтяной скважины с добываемым потоком в скважине, включающий:

предоставление данных из добывающей скважины, имеющей по меньшей мере одну отводящую камеру с разделенными фазами потока через отдельные ограничители потока для одного или нескольких положений индикатора, и один или несколько локальных многофазных добываемых потоков,

при этом данные включают измерения индикаторов в добываемом потоке в точке (D) обнаружения ниже по потоку от камеры задержки для определения значений концентрации индикаторов для одного или нескольких индикаторов, и

- расчет характерного времени вымывания или времени прохождения разделенных фаз в камерах задержки на основе концентрации индикатора.

Способ интерпретации может включать использование известного объема камеры и известной эффективности ограничения для указанных ограничителей потока, оценку разности давлений в основной трубе и вычисление задержки для контролируемых местоположений.

Способ интерпретации может включать использование известного объема камеры и известной эффективности ограничения для указанных ограничителей потока, оценку падения давления в основной трубе и вычисление расходов для каждой фазы для контролируемых местоположений.

Варианты выполнения девятого аспекта изобретения могут включать один или несколько признаков любого из аспектов с первого по восьмой или их вариантов выполнения, или наоборот.

В соответствии с десятым аспектом изобретения, предложен способ выпуска по меньшей мере одного индикатора в многофазный поток, содержащий по меньшей мере две фазы любого из нефти, воды или газа, в нефтяной скважине, причем способ включает:

установку по меньшей мере одной отводящей камеры, содержащей:

- секцию разделения фаз потока,

- индикаторную камеру,

- один или несколько выпускных портов,

- по меньшей мере один ограничитель потока,

- систему выпуска индикатора с одним или несколькими индикаторами,

разделение отведенного потока в отводящей камере на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности,

выпуск по меньшей мере одного индикатора в индикаторную камеру,

пропускание разделенных фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности через каждый ограничитель потока,

вымывание фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности с индикаторным облаком из отводящей камеры через выпускные порты в локальный поток внутри скважины.

Варианты выполнения десятого аспекта изобретения могут включать один или несколько из любых признаков с первого по девятый аспект изобретения или их вариантов выполнения, или наоборот.

В соответствии с одиннадцатым аспектом изобретения, предложен способ отбора проб для анализа при мониторинге скважины с многофазным потоком, включающий:

установку по меньшей мере одной отводящей камеры, содержащей:

- секцию разделения фаз потока,

- индикаторную камеру,

- один или несколько выпускных портов,

- по меньшей мере один ограничитель потока,

- систему выпуска индикатора с одним или несколькими индикаторами,

разделение отведенного потока в отводящей камере на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности,

выпуск по меньшей мере одного индикатора в индикаторную камеру,

пропускание разделенных фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности через каждый ограничитель потока,

вымывание фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности с индикаторным облаком из отводящей камеры через выпускные порты в локальный поток внутри скважины, и

отбор проб в местоположении ниже по потоку от указанной по меньшей мере одной отводящей камеры.

Варианты выполнения одиннадцатого аспекта изобретения могут включать один или несколько из любых признаков с первого по десятый аспект изобретения или их вариантов выполнения, или наоборот.

В соответствии с двенадцатым аспектом изобретения, предложен способ количественного внутрискважинного наблюдения за многофазным потоком, содержащим по меньшей мере две фазы любого из нефти, воды или газа, в нефтяной скважине,

при этом скважина содержит по меньшей мере одну отводящую камеру, содержащую:

- секцию разделения фаз потока,

- камеру задержки,

- один или несколько выпускных портов,

- по меньшей мере один ограничитель потока,

- систему выпуска индикатора с одним или несколькими индикаторами,

получение проб, отобранных из добываемого потока в местоположении ниже по потоку от указанной по меньшей мере одной отводящей камеры в известное время отбора проб,

измерение концентрации индикатора для указанного одного или нескольких индикаторов в пробах,

вычисление характерного времени вымывания или времени прохождения для разделенных фаз в камере задержки на основе концентрации индикатора.

Варианты выполнения двенадцатого аспекта изобретения могут включать один или несколько из любых признаков с первого по одиннадцатый аспект изобретения или их вариантов выполнения, или наоборот.

В соответствии с тринадцатым аспектом изобретения, предложен способ количественного внутрискважинного наблюдения за многофазным потоком, включающий

расчет характерного времени вымывания или времени прохождения для разделенных фаз на основе измеренных концентраций индикатора для одного или нескольких индикаторов в пробах, отобранных из добываемого потока в местоположении ниже по потоку от по меньшей мере одной отводящей камеры при известном времени отбора проб.

Варианты выполнения тринадцатого аспекта изобретения могут включать один или несколько из любых признаков с первого по двенадцатый аспект изобретения или их вариантов выполнения, или наоборот.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Ниже исключительно в качестве примера описаны различные варианты выполнения изобретения со ссылкой на следующие чертежи (одинаковые номера позиции относятся к одинаковым признакам), на которых:

Фиг. 1 изображает упрощенный вид нефтяной скважины с отводящими камерами, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения. На чертеже показан вариант выполнения с четырьмя отводящими камерами, расположенными в горизонтальной части скважины или в слегка наклонном участке,

Фиг. 2А изображает вид отводящей камеры в продольном разрезе, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения.

Фиг. 2В-2Е изображают виды в разрезе по линиям, соответственно, А-А, В-В, С-С и D-D, показанным на Фиг. 2А,

Фиг. 3А изображает вид в продольном разрезе отводящей камеры, в соответствии с другим вариантом выполнения изобретения, в котором ограничители потока размещены выше по потоку от камеры задержки,

Фиг. 3В-3Е изображают виды в разрезе по линиям, соответственно, А-А, В-В, С-С и D-D, показанным на Фиг. 3А,

Фиг. 4А изображает вид в продольном разрезе отводящей камеры, в соответствии с дополнительным вариантом выполнения изобретения, в котором индикатор выпускается в известном месте внутри камеры задержки в заранее определенное время или после команды или наступления любого другого заранее заданного события в скважине,

Фиг. 4В-4Е изображают виды в разрезе по линиям, соответственно, А-А, В-В, С-С и D-D, показанньгм на Фиг. 4А,

Фиг. 5 изображает вид в продольном разрезе, в соответствии с дополнительным вариантом выполнения изобретения, в котором индикатор выпускается в начале и в конце камеры задержки для создания двух обнаруживаемых пиков в точке обнаружения,

Фиг. 5В-5Е изображают виды в разрезе по линиям, соответственно, А-А, В-В, С-С и D-D, показанным на Фиг. 4А,

Фиг. 6 иллюстрирует функциональные возможности изобретения и показывает часть камеры задержки и верхнего и нижнего ограничителя,

Фиг. 7 изображает снимок секции испытательной трубы, иллюстрирующий поступление смеси из основной трубы в отводящую камеру, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, и разделяющуюся на две отдельные фазы,

Фиг. 8 графически изображает распределения давления в основной трубе и затрубном пространстве,

Фиг. 9А изображает виды в аксонометрии устройства ограничения потока в отводящей камере, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения,

Фиг. 9В и 9С показывают продольный разрез дополнительных устройств ограничения потока в отводящих камерах, в соответствии с вариантами выполнения изобретения,

Фиг. 10 изображает поперечное сечение отводящей камеры, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, с несколькими ограничителями потока,

Фиг. 11 изображает систему выпуска индикатора для использования в отводящей камере, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения,

Фиг. 12А и 12В изображают в продольном разрезе отводящую камеру, в соответствии с одним аспектом изобретения, показанную, соответственно, в наклонной и в целом горизонтальной скважине,

Фиг. 13А, 13В и 13С изображают виды в аксонометрии отводящей камеры, в соответствии с одним аспектом изобретения,

Фиг.14 изображает продольный разрез отводящей камеры, в соответствии с еще одним вариантом выполнения изобретения,

Фиг. 15А изображает вид в продольном разрезе отводящей камеры, содержащей механическую систему выпуска индикатора, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения,

Фиг. 15В изображает увеличенный вид механической системы для выпуска индикатора, показанной на Фиг. 15А.

Фиг. 16А и 16В изображают схематические виды отводящей камеры, содержащей узел кинематического клапана давления, в соответствии с одним аспектом изобретения.

Фиг. 17А и 17В изображают схематические виды отводящей камеры, содержащей узел клапана разности давлений, в соответствии с одним аспектом изобретения.

Фиг. 18А-18С изображают схематические виды отводящей камеры, содержащей отводящую наружу секцию, в соответствии с одним аспектом изобретения.

Фиг. 19А и 19С изображают схематические виды отводящей камеры, содержащей отводящую наружу секцию и впускное отверстие, сообщающийся с затрубным пространством, в соответствии с одним аспектом изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ВЫПОЛНЕНИЯ

Фиг. 1 изображает упрощенный вид в разрезе эксплуатационной скважины 10. В скважине расположена центральная эксплуатационная колонна 12, окруженная затрубным пространством 13. Объемы притока текучих сред входят в скважину из пласта в центральную эксплуатационную колонну 12 через отдельные точки притока. Проточные отводящие камеры 12 установлены в эксплуатационной колонне или на ней и расположены рядом с каждым местом притока. Индикаторы выпускаются из отводящих камер и измеряются на поверхности 16, чтобы предоставлять информацию о том, в каких местах происходит приток, его многофазных условиях и с каким расходом. В этом примере имеется четыре отводящие камеры 12а, 12b, 12с и 12d. Однако может иметься другое количество зон притока и/или отводящих камер, чем то количество, что показано на Фиг. 1. Каждая отводящая камера имеет впускные отверстия 20 и выпускные отверстия 22.

Фиг. 2А изображает отводящую камеру 100, которая имеет индикаторный материал 124, расположенный в отводящем проточном канале 118. Отводящая камера также содержит ограничители 126 потока в отводящем проточном канале 118. В примере, показанном на Фиг. 2А, ограничители 126 потока расположены ниже по потоку от индикаторного источника. Однако, как обсуждается ниже, могут быть предусмотрены альтернативные конфигурации отводящей камеры. Ограничители 126 потока выполнены с возможностью быть фазозависимыми, поскольку ограничитель 126а потока ограничивает поток текучих сред низкой плотности, а ограничитель 126b потока ограничивает поток текучих сред высокой плотности.

Фиг. 2В-2Е изображают виды в разрезе по линиям, соответственно, А-А, В-В, С-С и D-D, показанным на Фиг. 2А. Фиг. 2В изображает, что впускные отверстия 120 могут представлять собой ряд отверстий вокруг основной трубы, трубки или тому подобного (здесь проиллюстрирован вариант с отводом внутрь). Впускные порты 120а, 120b, 120с могут представлять собой одно или несколько отверстий, такие как пазы, дыры, решетки и т.д.

Отводящая камера 100 для отведенного потока имеет удлиненный, по меньшей мере частично цилиндрический, корпус 100а для размещения секции 130 разделения фаз. Эта секция должна обеспечивать разделение фаз с высокой и низкой плотностью. В этом примере секция разделения является, по меньшей мере частично, окружной, так что тяжелая фаза будет перемещаться в нижнюю часть камеры, а текучая среда с более низкой плотностью будет лежать сверху. Разделенные фазы затем будут протекать под действием разности давлений между впускными отверстиями 120 и выпускными отверстиями 122 через каждый дополнительный ограничитель потока с известной характеристикой на своем пути через отводящую камеру.

Далее со ссылкой на вариант выполнения изобретения, показанный на Фиг. 2А, функциональность изобретения сначала для простоты и для введения терминологии дается для однофазного потока, а затем оно распространяется на двухфазный поток. Для однофазного потока это выглядит следующим образом.

Поток текучей среды в основной трубе 116 создает разность давлений между положениями впускного отверстия и выпускного отверстия, соединяющими основную трубу 116 и отводящую камеру 100, которая представляет собой кольцевую камеру 114, окружающую основную трубу.

Эта разность давлений между впускным отверстием и выпускным отверстием перемещает часть текучих сред через отводящую камеру 100 между впускным отверстием и выпускным отверстием. Индикаторные источники 124 установлены в части отводящей камеры, называемой камерой 140 задержки. Такой индикаторный источник создает индикаторное облако (концентрация заданного индикатора выше, чем фоновая концентрация) при наступлении предварительно определенного события, по команде или в определенное время, или из-за накопления индикатора после приостановки скважины, если индикаторы установлены в медленно выпускающем контейнере. В этом примере камера 140 задержки имеет индикаторный источник нефти и индикаторный источник 124b воды. Подробности таких способов установки и ограничений будут рассмотрены ниже.

Поток текучей среды через камеру задержки перемещает индикаторное облако из отводящей камеры в скважину через выпускные отверстия 122. Дисперсия индикатора при движении вдоль камеры задержки создает характерный сигнал, называемый сигналом вымывания. Сигнал вымывания имеет пиковую концентрацию, за которой следует спад концентрации. Спад концентрации после пика может быть выражен медленно убывающей функцией, такой как экспоненциальная функция или степенная функция. Коэффициент в функциях, описывающих крутизну затухания, пропорционален скорости текучей среды внутри камеры задержки, и, таким образом, скорость текучей среды внутри камеры задержки может быть рассчитана на основе измеренной кривой затухания концентрации индикатора. Более крутая кривая, то есть более короткое время вымывания, соответствует более высокой скорости текучей среды внутри камеры задержки.

Поток текучей среды через отводящую камеру 100 пропорционален разнице давлений между впускным 120 и выпускным 122 портами в основной трубе 116. Камера 140 задержки и ограничители потока 126 используются для получения продолжительности сигнала вымывания индикатора, который можно измерить в устье скважины с доступным временным разрешением измерения или частотой дискретизации. Кроме того, сигнал должен быть достаточно длительным, чтобы он не разрушался из-за дисперсии во время движения к точке обнаружения, которая может быть расположена после верхнего эксплуатационного оборудования скважины и надставки хвостовика. Обнаружение выполняется путем мониторинга в точке обнаружения, которая в одном варианте выполнения находится в скважине. Наблюдение может также или вместо этого выполняться в точке 16 обнаружения в устье скважины.

Мониторинг может выполняться путем осмотра и/или обнаружения с помощью зонда, на линии, в потоке, измерения с задержкой и т.п. Такой мониторинг может быть более или менее непрерывным и улавливать индикаторные сигналы всякий раз, когда они происходят.В вариантах выполнения изобретения мониторинг выполняется путем анализа взятых проб текучей среды. Для этого требуется вариант с выпуском индикатора в запланированное время или автоматическое устройство для отбора проб, поскольку отбор проб вручную требует значительных ресурсов.

Модификация длительности сигнала (длительность вымывания) может быть выполнена следующим образом: увеличение объема камеры задержки увеличивает время прохождения индикаторов через камеру задержки и, следовательно, продолжительность вымывания индикаторов. Увеличение объема может быть достигнуто благодаря увеличению длины (L) или площади поперечного сечения (S) камеры задержки. Связь между временем вымывания и длиной камеры задержки можно приблизительно описать следующим образом:

где L - длина камеры задержки, V - средняя скорость текучей среды в камере задержки. Связь между скоростью текучей среды в камере задержки и в ограничении потока следующая: V*S=Vr*Sr, где S - площадь поперечного сечения камеры задержки, Vr - скорость потока в узле / узлах ограничения потока, Sr - эффективная площадь поперечного сечения узла / узлов ограничения потока. Таким образом, увеличение площади поперечного сечения камеры задержки приводит к увеличению времени вымывания.

В дополнение к модификации камеры задержки, увеличение времени прохождения индикатора в камере задержки может быть достигнуто путем модификации узлов ограничителя потока. Увеличение сопротивления узла ограничителя потока проходящему через него потоку текучей среды приводит к тому, что более низкая скорость текучей среды внутри камеры задержки соответствует разнице давлений между впускным и выпускным портами, таким образом, время прохождения и время вымывания больше для модифицированного узла ограничителя потока. Расход в камере задержки используется для расчета разности давлений между впускным и выпускным портами, а последнее используется для расчета расхода в основной трубе с использованием известных эмпирических корреляций разности давлений в зависимости от расхода текучей среды.

Для таких расчетов может не потребоваться точного соотношения между разностью давлений и расходом. В случае, когда несколько таких отводящих камер (12а, 12b, 12с, 12d (как показано на Фиг. 1) установлены вдоль скважины, производительность для каждого местоположения может быть получена из относительного сравнения времени вымывания для всех местоположений и известной общей производительности скважины.

Разность давлений между впускным отверстием и выпускным отверстием может быть оценена на основе предварительно определенного объема камеры.

Фиг. 2А изображает вид в продольном разрезе одной из отводящих камер, показанных на Фиг. 1. Отводящая камера 100 расположена в затрубном пространстве 114 по периферии основной трубы 116. Отводящая камера 100 имеет отводящий проточный канал 118, имеющий впускные отверстия 120 и выпускные отверстия 122. На Фиг. 2В показано, что отводящая камера имеет множество впускных отверстий, через которые смешанные текучие среды 19 входят в отводящую камеру из основной трубы 116.

На Фиг. 2С показан вид с торца секции разделения и показаны разделенные нефть 21 и вода 23 в отводящей камере. Фиг. 2D и 2Е изображают виды в разрезе, показывающие ограничители 126а и 126b потока с узкой трубкой. Окружающее «затрубное пространство» 127 теперь представляет собой глухую трубу или герметичную зону, по меньшей мере на впускном и выпускном концах, предотвращающую попадание потока в отводящей камере в эту зону, но ведущую в ограничители 126а и 126b потока.

Фиг. 3А изображает альтернативную конструкцию отводящей камеры. Отводящая камера 200 аналогична отводящей камере 100, описанной со ссылкой на Фиг. 2А, и будет понятна из описания Фиг. 2А. Однако ограничители 226а и 226b потока размещены выше по потоку от камеры 240 задержки. Камера 240 задержки содержит индикаторные источники 224, которые являются специфическими для текучей среды, то есть для воды 224а или нефти 224b.

Фиг. 3В-3Е изображают виды в разрезе по линиям, соответственно, А-А, В-В, С-С и D-D разреза, показанным на Фиг. 3А. На Фиг. 3В показано, что отводящая камера имеет множество впускных отверстий, через которые смешанные текучие среды 19 входят в отводящую камеру из основной трубы 216. На Фиг. 2С показан вид с торца секции 230 разделения и показаны отделенные нефть 21 и вода 23 в отводящей камере. Фиг. 3D изображает вид в разрезе, показывающий ограничители 226а и 226b потока с узкой трубкой. На Фиг. ЗЕ показано, что отдельные фазы, прошедшие через соответствующие ограничители, контактируют с индикатором 224.

Фиг. 4А изображает альтернативный вариант конструкции отводящей камеры. Отводящая камера 300 аналогична отводящим камерам 100 и 200, описанным со ссылкой на Фиг. 2А и 3А, и будет понятна из описания Фиг. 2А и 3А. Однако индикаторный источник выпускается только в известном месте 125 внутри камеры 340 задержки в заранее определенное время или после команды, или после наступления любого другого предварительно определенного события в скважине.

Фиг. 4В-4Е изображают виды в разрезе по линиям, соответственно, А-А, В-В, С-С и D-D разреза, показанным на Фиг. 4А. Фиг. 4В - 4Е аналогичны видам в разрезе отводящих камер 200, показанных на Фиг. 3А, и будут понятны из описания Фиг. 3А.

Фиг. 5А изображает альтернативный вариант конструкции отводящей камеры. Отводящая камера 400 аналогична отводящим камерам 100, 200, 300, описанным со ссылкой на Фиг. 2А, 3А и 4А, и будет понятна из описания Фиг. 2А, 3А и 4А. Однако индикатор 424а, 424b выпускается на двух разных концах камеры 440 задержки для создания двух обнаруживаемых пиков в точке обнаружения.

Фиг. 5В-5Е изображают виды в разрезе по линиям, соответственно, А-А, В-В, С-С и D-D, показанным на Фиг. 5А, они аналогичны виду в разрезе отводящих камер 200, описанных со ссылкой на Фиг. 3А, и будут понятны из описания Фиг. 3А.

Фиг. 6 изображает увеличенный вид части отводящей камеры 500, показывающий часть камеры 540 задержки и верхний и нижний ограничительные узлы 526а и 526b.

Функциональность изобретения для двухфазного потока сначала описывается для простейшего случая, когда скважина является горизонтальной в месте установки отводящей камеры, а поток в основной трубе разделен. В этом случае часть камеры задержки заполнена первой фазой, то есть нефтью 21, а часть камеры задержки заполнена второй фазой, то есть водой 23. Расположение границы раздела двух фаз 21 и 23 в отводящей камере управляется только статическим давлением в вертикальном направлении и совмещено с расположением границы раздела в основной трубе. В результате поток камеры задержки разделяется на две части 540а и 540b, как показано на Фиг. 6.

Вымывание каждой фазы можно рассматривать как вымывание из независимой камеры задержки. Воздействием межфазных сил на границе раздела двух фаз можно пренебречь, поскольку поверхность раздела составляет лишь небольшую часть поверхности фаз, а основное сопротивление обусловлено трением стенки и сопротивлением в ограничителях 526а и 526b потока.

Разность давлений между впускным отверстием и выпускным отверстием создает поток текучей среды в отводящей камере. Если основное падение давления происходит на ограничителе 526а и 526b, а не в камере 540 задержки, то скорость потока через ограничитель пропорциональна разности давлений, движущей поток ΔP_B. В случае турбулентного потока через ограничитель это выглядит следующим образом (для ламинарного потока существует линейная зависимость скорости от перепада давления, но концептуальная функциональность такая же):

где ΔP_B - разность давлений между впускным и выпускным отверстиями в эксплуатационной колонне или основной трубе, или в отводящей камере, если скважинные текучие среды протекают в отводящем канале перед вхождением в основной скважинный поток, ρ_o и ρ_w - плотности, соответственно, нефти и воды.

Время вымывания индикатора нефти пропорционально площади, занимаемой нефтью в отводящей камере:

где L - длина камеры задержки, S_o площадь поперечного сечения камеры задержки, занятая нефтяной фазой, и S_R - поперечное сечение ограничения потока где k_o(ρ_o, μ_o) - коэффициент пропорциональности, зависящий от свойств текучей среды и геометрии отводящей камеры. Этот коэффициент отличается для нефтяной и водной фаз, так как он зависит от плотности и вязкости текучей среды.

Точные коэффициенты для связи времени вымывания со скоростью потока и задержкой могут быть получены либо путем тестирования в контуре потока и/или с использованием эмпирических корреляций, либо численно для известных свойств текучей среды.

Время вымывания воды можно записать аналогичным образом:

где соотношение между площадью, занимаемой водой, - это разница между общим поперечным сечением отводящей камеры (S_total) и площадью, занимаемой нефтью.

Время вымывания нефти (to) и воды (tw) измеряется в устье скважины и, таким образом, с использованием уравнений (*) и (**) можно рассчитать два неизвестных, задержку нефти в отводящей камере (So) и падение давления в основной трубе.

Задержка нефти в основной трубе может быть рассчитана по задержке нефти в отводящей камере из геометрических соображений. Разницу давлений между впускным и выпускным портами и задержку можно использовать для расчета расхода нефти и воды в основной трубе. Важно отметить, что площадь ограничения потока должна быть постоянной и не должна изменяться из-за задержек, иначе требуемый мониторинг будет невозможен.

Дисперсный поток в основной трубе

В случае смешанного / дисперсного потока в основной трубе ситуация более сложная, но принципиально такая же. Текучие среды после входа в камеру задержки, в этой конструкции кольцевой камерьг быстро отделяются, поскольку скорость текучей среды в кольцевой камере намного меньше, чем в основной трубе. См. пример лабораторных испытаний на Фиг. 7.

На Фиг. 7 представлено изображение участка испытательной трубы, иллюстрирующее поступление смеси из основной трубы в отводящую камеру и разделение ее две отдельные фазы. Расход в основной трубе составляет 350 л / мин нефти и 150 л / мин воды, диаметр основной трубы составляет 100 мм, и поток полностью диспергирован. Изображение на Фиг. 7 показывает короткий путь потока до разделения текучей среды вдоль измерительной ленты. Дисперсный поток показан в точке «М». Чистая нефтяная фаза показана в точке «О», а чистая вода - в точке «W». Границу между двумя фазами можно увидеть в точке «О/W». Расстояние, на котором разделяются фазы, невелико, и в этом лабораторном испьпании оно составляло около 5 см. Таким образом, дисперсия в камере задержки очень мала, и ее наличием можно пренебречь. Как было отмечено при испытаниях контура потока, существует корреляция между задержкой в кольцевой камере и задержкой фаз в смеси. Однако взаимосвязь между задержкой в кольцевой камере и задержкой фаз более сложна в случае сегрегированного потока.

Для случая дисперсного потока баланс объема (который совпадает с балансом массьг для несжимаемых текучих сред, который соответствует рассматриваемому случаю) каждой текучей среды в отводящей камере выглядит следующим образом:

где Q_i - общий приток смеси из основной трубы в кольцевую камеру, α_o - это объемная доля нефти в смеси основной трубы, Q_Bo - это поток отделенной (чистой) нефтяной фазы обратно в основную трубу через впускные порты, Q_Bw - поток отделенной (чистой) водной фазы обратно в основную трубу через впускные порты.

Как видно из приведенного выше уравнения, задержка в затрубном пространстве не может быть легко получена из данных уравнений, приток смеси и отток каждой фазы в основном определяются падением давления в основной трубе. Однако обратный поток разделенной нефтяной и водной фазы зависит от распределения давления в основной трубе и в затрубном пространстве (отводящей камере).

Статическое давление, в свою очередь, напрямую связано с задержкой текучих сред, и типичное распределение статического давления показано на Фиг. 8.

Фиг. 8 представляет собой графическое изображение распределения давления в основной трубе и затрубном пространстве рядом с впускными портами. Точные наклоны кривых зависят от расхода в основной трубе и от задержек различных текучих сред.

Стрелки «А» обозначают внешний диаметр затрубного пространства. Стрелки «В» обозначают диаметр основной трубы. Стрелка «С» указывает точку выхода нефти из затрубного пространства. Стрелка «D» указывает давление смеси в основной трубе. Стрелка «Е» показывает положение границы раздела в затрубном пространстве. Стрелка «F» показывает точку, в которой смесь в основных трубах входит в затрубное пространство. Стрелка «G» показывает точку выхода воды из затрубного пространства. Стрелка «Н» показывает давление в затрубном пространстве.

Когда статическое давление в кольцевой камере выше, чем давление в основной трубе, текучая среда будет протекать в основную трубу и наоборот. Поэтому в случае смешения картина относительно сложная. В случае частично смешанных фаз или толстого слоя дисперсии между двумя разделенными фазами, протекающими в основной трубе, анализ довольно похож на случай полностью диспергированной смеси в основной трубе.

Уравнения и иллюстрации, приведенные выше на Фиг. 7 и 8, показывают только направление анализа и были представлены для объяснения основ физики. Для получения точных значений расхода каждой фазы следует использовать комбинацию экспериментального, аналитического и/или численного моделирования процесса. Как было показано выше, часть сегрегированных фаз может перемещаться обратно в основную трубу через впускные отверстия, и это можно учесть с помощью численного моделирования. Задержка в кольцевой камере (отводящей камере), занимаемой каждой фазой, не только связана с объемной долей поступающих текучих сред, но может зависеть от общего расхода в основной трубе, наклона трубы и физических свойств текучей среды, таких как вязкость, плотность и межфазное натяжение между двумя фазами.

Указанный один или несколько локальных многофазных добываемых потоков (Fl, F2, F3, показанные на Фиг. 1) представляют собой сумму распределенного по затрубному пространству потока через камеру задержки и внутренний объем основной трубы, когда отводящая камера является отводящей внутрь, но при этом поток через отводящую камеру будет незначителен по сравнению с потоком основной трубы, чтобы вызвать разделение текучих сред. Скорость потока в отводящей камере будет значительно ниже.

Индикатор отводящей камеры может быть выполнен в виде секции эксплуатационной колонны, что означает, что он будет установлен как часть эксплуатационного оборудования скважины. Может иметься эксплуатационное оборудование скважины с несколькими дополнительными отводящими камерами, расположенными таким образом вдоль основной трубы в эксплуатационном оборудовании скважины внутри пласта в добывающей скважине.

В одном варианте выполнения изобретения отводящая камера и/или устройства для выпуска индикатора выполнены с возможностью модифицированной установки, что означает, что можно использовать модифицированный установочный инструмент, такой как инструмент для подвешивания или инсталлятор. В этом случае отводящая камера будет иметь фитинг по диаметру внутри трубы, трубки и т.п, где она установлена, причем перепад давления и т.д. должен быть принят во внимание при расчете производственных параметров в соответствии с изобретением.

Пути потока

Фиг. 2-5 изображают варианты выполнения изобретения, в которых впускные порты (114, 214, 314, 414) расположены открытыми для потока внутри эксплуатационной колонны. Вариант выполнения конструкции отводящей камеры, в соответствии с изобретением, имеет впускные порты, открытые как для потока вне эксплуатационной колонны, так и для потока внутри эксплуатационной колонны.

После того, как отведенный поток попал в отводящую камеру, необходимо обеспечить возможность разделения потока.

Общим для всех вариантов выполнения является то, что потоки должны быть разделены перед вхождением в ограничители потока, то есть после входа во впускные порты отведенный поток разделяется на фазу потока низкой плотности (углеводородная фаза) и фазу потока высокой плотности (обычно водная фаза) (или, соответственно, газовую и нефтяную фазу) в секции разделения фазы потока перед вхождением в камеру (140, 240, 340, 440) задержки или ограничители (126а, 126b, 226а, 226b, 326а, 326b, 426а, 426b) потока. Ограничители потока могут быть расположены перед или после камеры (140, 240, 340, 440) задержки.

Индикатор (124а, 124b, 224а, 224b, 324а, 324b, 424а, 424b) может быть введен в разделенный поток или перед разделением, это не повлияет на функциональность системы, поскольку разделение происходит быстро и за незначительное время по сравнению с временем в пути в камере задержки. Индикаторы могут быть введены путем медленного выпуска из полимерной матрицы вследствие диффузии, растворения или разрушения матрицы, или путем механического выпуска.

В предпочтительном варианте выполнения отводящая камера имеет цилиндрический корпус (100а. 200а, 300а, 400а) для соосного расположения с основной трубой, эксплуатационной колонной, обсадной колонной в указанной скважине. Это часть, охватывающая или расположенная снаружи или внутри указанной эксплуатационной колонны. Затем отводящая камера окружает трубу и использует секцию разделения и дополнительно отдельно измеряет поток воды и нефти.

Нейтральный индикатор может использоваться для обеих фаз, поскольку они могут быть считаны при измерении концентрации на основе, например, профиля концентрации, продолжительности сигнала и знания ограничителя для каждой разделенной фазы.

Отдельное измерение фаз является необходимым условием для решения вышеперечисленных систем уравнений.

В соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, как показано на Фиг. 14, отводящая камера имеет впускные порты 1264, открытые к потоку снаружи эксплуатационной колонны, в затрубное пространство 1205, гравийный фильтр и т.д. Выпускные порты 1266 также могут быть расположены открытыми к потоку снаружи трубы, основной трубы или обсадной колонны, как показано на Фиг. 14. Затем отведенный поток отбирается из затрубного пространства снаружи основной трубы, трубы и т.п., разделяется, маркируется индикаторами и ограничивается перед возвращением обратно в затрубное пространство. Давление, управляющее потоком через отводящую камеру, представляет собой перепад давления в затрубном пространстве между впускным отверстием и выпускным отверстием. Это может позволить провести анализ зон притока из пласта или просто потока в затрубном пространстве как такового. В этом примере нефть и/или вода выпускаются в камеру 1240 задержки в заранее заданное время или после команды.

Расположение ограничителей потока

Ключевым требованием к ограничителям потока является то, чтобы они функционировали должным образом и были правильно расположены, т.е. наличие одного ограничителя потока для каждой фазы. Кроме того, ограничитель потока для фазы высокой плотности, т.е. воды, должен быть расположен внизу отводящей камеры, а ограничитель потока для фазы низкой плотности, т.е. нефти, в верхней части отводящей камеры, чтобы мониторинг мог выполняться даже при малых задержках одной из фаз. Аналогичным образом могут быть спроектированы отводящие камеры для нефтегазовой смеси.

На практике ориентация отводящей камеры в скважине неизвестна и не может быть отрегулирована по запросу, поэтому существует несколько способов преодоления такой проблемы, которые описаны ниже.

Тяжелый вращающийся диск или отрезок трубы

В соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, до того, как часть локального потока войдет в отводящую камеру, по меньшей мере ограничительные узлы (126а, 126b, 226а, 226b, 326а, 326b, 426а, 426b) совмещают в соответствии с фазой низкой плотности и фазой высокой плотности, которые необходимо разделить в отводящей камере.

Фиг. 9А и 9В изображают устройство ограничения потока отводящей камеры, выполненное в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения. Устройство имеет неподвижную внешнюю трубу 715 и неподвижную основную трубу 716. Между внешней трубой 715 и основной трубой 716 расположена кольцевая вставка 717, которая установлена на подшипниках 719 и может перемещаться относительно внешней трубы 715 и основной трубы 716.

Совмещающее устройство имеет верхний ограничитель 726а потока для фазы низкой плотности и нижний ограничитель 726b потока для фазы высокой плотности, установленные на вращающейся кольцевой вставке 717. Вращающаяся кольцевая вставка 717 управляется силой тяжести.

В этом примере ограничители потока представляют собой вращающуюся кольцевую вставку. Однако ограничители потока могут представлять собой вставку в виде трубы, которая может свободно перемещаться / вращаться независимо от трубы или участка трубы, в котором установлена отводящая камера. Свободное движение ограничителей потока может быть достигнуто путем установки подшипников 719 между вставкой и неподвижными частями отводящей камеры. Центр масс вставки 717 смещен от центра к ее краю с помощью утяжелителей или грузов 721 и т.п. Вставка 717 занимает положение, в котором грузы или отвесы 721 находятся внизу, как лучше всего показано на Фиг. 9А.

Чтобы избежать ненужного вращения во время бурения, пространство 723 между основной трубой и вращающейся вставкой 717 может быть заполнено неньютоновской текучей средой, которая не реагирует на быстрые движения, но поддается медленным движениям.

На Фиг. 9В показан другой вариант выполнения ориентации ограничителей потока с помощью вращающейся вставки, содержащей ограничители потока, в середине двух ориентированных в продольном направлении неподвижных секций отводящей камеры. Отводящая камера имеет впускные порты 720, выпускные порты 722, разделительную камеру 730, ограничители потока 726а, 726b и камеру 740 задержки. Подшипники 723 могут быть расположены между вращающейся вставкой 717 и неподвижными частями, то есть камерой разделения и камерой задержки.

На Фиг. 9С показана альтернативная конструкция 800 отводящей камеры и проиллюстрирован другой вариант выполнения ориентации ограничителей потока благодаря наличию вращающейся секции трубы с отводящей камерой. Отводящая камера имеет подвижную секцию 817 с подшипниками 823 по периферии трубы, расположенную между отводящей камерой и основной трубой, что обеспечивает отводящей камере возможность вращаться относительно неподвижной основной трубы 816.

На Фиг. 9В и 9С показано одновременный выпуск индикаторов нефти и/или воды вблизи начала 725а, 825а и конца 725b, 825b камеры задержки.

Несколько подключаемых каналов

Фиг. 10 изображает вид с торца отводящей камеры 900, в которой несколько каналов с ограничителями 926 потока расположены по периферии отводящей камеры. Когда отводящая камера установлена в скважине, все каналы с ограничителями потока будут закупорены заглушками 927, за исключением одного, который имеет самое высокое положение 926а, и одного, который имеет самое низкое положение 926b в держателе. Такая конструкция позволяет избежать использования подвижного элемента, однако при этом требуется установка нескольких ограничителей потока.

Подключение ограничителей потока может быть выполнено с помощью электромеханической системы, которая будет определять положения держателя и заглушки требуемых ограничителей. Система может открывать ограничители, если в исходном состоянии все они подключены. Существует несколько способов реализации, включая гироскопы, акселерометры или использование пружинных систем, которые уравновешивают и удерживают ограничители открытыми только в том случае, если они находятся в верхнем или нижнем положениях.

В одном варианте выполнения изобретения отводящая камера может иметь несколько ограничителей потока, которые расположены по периферии части указанной отводящей камеры, при этом указанные ограничители потока также имеют средства подключения и активатор (гироскоп или ему подобное средство) для совмещения и активации указанного средства подключения, чтобы поддерживать ограничитель, расположенный в самом верхнем положении, и ограничитель, расположенный в самом нижнем положении в держателе, в качестве указанных ограничителей потока.

Чтобы избежать блокировки ограничителей потока в частично открытом положении из-за наличия частиц или засорения, вход в ограничители потока может быть выполнен из резины, которая будет нажиматься закрывающим его механизмом управления. В этом случае не будет никаких нежелательных открытых каналов.

Способ количественного наблюдения за многофазным потоком (F) в скважине в соответствии с изобретением включает, прежде чем часть локального потока войдет в отводящую камеру, активацию открытия герметизирующего устройства впускного и выпускного портов (если они изначально заблокированы).

Конструкция ограничителя потока

Ограничители потока могут представлять собой удлиненные трубки. В одном варианте выполнения ограничитель потока может представлять собой проточный порт или проточный канал или проход для пористой среды. Самый простой способ создать ограничитель потока - использовать узкую трубку, которая создаст существенный перепад давления через нее из-за трения о стенку.

В одном варианте выполнения ограничители потока состоят из сопел. Однако сопла могут забиваться мелкими частицами, присутствующими в скважинных текучих средах. Установка фильтра для защиты сопел может создать дополнительное сопротивление потоку в многофазной среде из-за межфазных сил.

Ограничительная эффективность (свойство) ограничителей фазы потока низкой плотности может отличаться от эффективности (свойства) ограничения ограничителей фазы потока высокой плотности. Это означает, что поведение каждой фазы внутри отводящей камеры известно, и скорость будет пропорциональна перепаду давления от впускного отверстия до выпускного отверстия отводящей камеры внутри трубы, основной трубы, то есть в добываемом потоке. Перепад давления - это то, что движет разделенными потоками через отводящую камеру. Количество каждой разделенной фазы внутри камеры и конструкция ограничителя будут определять продолжительность индикаторного следа в точке мониторинга, которая рассматривается как значение концентрации. Можно получить долгоживущий сигнал индикаторного следа. Внедрение индикатора

В одном варианте выполнения изобретения система выпуска индикатора представляет собой растворяющуюся или основанную на диффузии полимерную матричную систему для медленного выпуска дозы индикатора.

Индикаторы могут быть установлены внутри полимерной матрицы или разлагаемого контейнера внутри скважины, из которого будут медленно выпускаться индикаторы. В предыдущих примерах было описано, что скважина приостанавливается для создания индикаторного облака. Однако в следующих вариантах выполнения указанная по меньшей мере одна отводящая камера приостанавливается для создания индикаторного облака высокой концентрации, которое при выпуске создает регистрируемый пиковый сигнал с высокой амплитудой.

В одном варианте выполнения изобретения управляемые клапаны могут быть расположены у отводящей камеры или в ней для управления потоком текучей среды в отводящую камеру или из нее в ответ на сигнал с поверхности, на изменение скорости добываемой текучей среды и/или на разность давлений между отводящей камерой и эксплуатационной колонной.

Фиг. 16А и 16В изображают вариант выполнения изобретения, в котором отводящая камера 1400 расположена в затрубном пространстве 114, имеющем кинематический клапан, расположенный у выпускного отверстия из отводящей камеры 1400. Для ясности устройство кинематического клапана показано только для одного выпускного отверстия.

Отводящая камера 1400 имеет отводящий проточный канал 1418, имеющий впускные отверстия 1420, ограничитель 1426 потока и выпускные отверстия 1422. Стрелки на Фиг. 16А и 16В обозначают направление движения текучей среды. Отводящая камера 1400 имеет отводящий проточный канал 1418, который содержит секцию 1430 разделения фаз. Отводящая камера содержит ограничители 1426а и 1426b потока и камеру 1440 задержки, которая содержит индикаторный материал 1421. Этот индикаторный материал расположен в камере задержки, чтобы обеспечить текучей среде возможность контактировать с индикаторным материалом и проходить вокруг индикаторного материала 1421 в камере задержки. Индикаторный материал 1421 выполнен с возможностью выпуска молекул индикатора при воздействии на него целевой скважинной текучей средой, то есть нефтью, газом или водой.

Фиг. 16А и 16В изображают узел 1450 кинематического клапана, расположенный у выпускного отверстия 1422 отводящей камеры 1400. Узел кинематического клапана расположен во внутреннем диаметре эксплуатационной колонны. Кинематический клапан имеет приводной золотниковый элемент 1460, который смещен на Фиг. 16А в закрытое положение с помощью механизма смещения, в этом случае пружины 1462 сжатия, расположенной между выступом 1463 на корпусе 1455 клапана и выступом 1461 на золотниковом элементе 1460.

Корпус 1455 клапана имеет порт 1456, проходящий через стенку корпуса, который совмещен с выпускным отверстием 1422 отводящей камеры. Золотниковый элемент 1460 поддерживается корпусом клапана с уплотнениями 1471 и 1473 на каждом конце. Золотниковый элемент может перемещаться в осевом направлении относительно корпуса клапана. Золотниковый элемент 1460 имеет порт 1467. Золотниковый элемент может перемещаться из закрытого положения, в котором его порт 1467 не совмещен с портом 1456 и выпускным отверстием 1422, как показано на Фиг. 16А, в открытое положение, в котором порт 1467 золотникового элемента совмещен с портом 1456 и выпускным отверстием 1422, как показано на Фиг. 16В.

В закрытом клапанном устройстве, показанном на Фиг. 16А, пружина 1462 представляет собой пружину, смещенную в полностью закрытое положение при низкой производительности. При этом предотвращается выход текучей среды, находящейся в шунтирующем проточном канале 1418 и в камере 1440 задержки, из отводящей камеры из-за прижимного золотникового элемента 1460, закрывающего выпускное отверстие 1422. Индикаторный материал 1421 остается открытым для объема текучей среды в течение периода времени, когда клапанный узел закрыт, накапливая высокую концентрацию частиц индикатора в объеме текучей среды. В зависимости от типа индикатора, скорости его выпуска в целевую текучую среду и периода времени, в течение которого клапанный узел закрыт, определяется уровень обогащения фиксированного объема текучей среды индикатором.

После приостановки для выпуска скопившейся высокой концентрации индикатора, для увеличения добываемого потока выше предварительно установленного порогового значения для клапана используется дроссельный узел, соединенный с эксплуатационной колонной.

В ответ на более высокую производительность, сила потока, действующая на золотниковый элемент 1460, достаточна для сжатия пружины 1462, перемещающей золотниковый элемент 1460 в полностью открытое положение, в котором порт 1467 золотникового элемента совмещается с портом 1456 и выпускным отверстием 1422, как показано на Фиг. 16В.

Высокая концентрация индикатора, также известная как индикаторное облако, выходит из отводящей камеры и переносится на поверхность, где обнаруживается как отклик индикатора высокой амплитуды.

Давления, действующие на золотниковый элемент, можно регулировать, уменьшая или увеличивая давление в эксплуатационной колонне, управляя дросселем, соединенным с эксплуатационной колонной.

В этом примере пружина представляет собой пружину сжатия. Однако следует понимать, что можно использовать пружину растяжения. Хотя в этом примере механизм смещения золотникового элемента представляет собой пружину, следует понимать, что можно использовать другие механизмы смещения, такие как камера давления, содержащая газ, такой как азот.Пружина механизма смещения золотникового элемента может быть регулируемой, и может регулироваться, например, в случае пружины, путем изменения типа, длины или натяжения пружины.

Фиг. 17А и 17В изображают вид в продольном разрезе отводящей камеры 1500, расположенной в затрубном пространстве 114, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, в котором клапан разности давлений расположен у выпускного отверстия 1522 отводящей камеры 1500.

Отводящая камера 1500 имеет отводящий проточный канал 1518, имеющий впускные отверстия 1520, камеру 1530 разделения фаз, ограничители 1526 потока и выпускные отверстия 1520. Стрелки на Фиг. 17А и 17 В обозначают направление движения текучей среды.

Отводящая камера 1500 имеет камеру 1540 задержки, которая содержит индикаторный материал 1521. Индикаторный материал расположен в камере задержки, чтобы обеспечивать текучей среде возможность контактировать с индикаторным материалом и проходить вокруг индикаторного материала 1521 в канале. Индикаторный материал 1521 выполнен с возможностью выпуска молекул индикатора при воздействии на него целевой скважинной текучей среды, то есть нефти, газа или воды.

Фиг. 17А и 17В изображают узел 1550 клапана разности давлений, расположенный у выпускного отверстия 1520 отводящей камеры 1500. Узел клапана разности давлений расположен во внутреннем диаметре эксплуатационной колонны.

Клапанный узел 1550 расположен внутри отводящей камеры, чтобы на него не накладывались ограничения внутреннего диаметра эксплуатационной колонны. Однако следует понимать, что он может быть расположен внутри отводящей камеры. Остальные компоненты устройства не показаны для наглядности.

Клапанный узел 1550 имеет корпус 1510 с выпускным портом 1512, проходящим через стенку корпуса клапана, который совмещен с выпускным отверстием 1520 отводящей камеры. Золотниковый элемент 1514 может перемещаться в осевом направлении относительно корпуса клапана. Корпус 1510 клапана имеет впускной порт 1517, проточно сообщающийся с седлом 1519 клапана. В закрытом положении клапана золотниковый элемент расположен в седле 1509 клапана, при этом золотниковый элемент закрывает выпускной порт 1512 и выпускное отверстие 1520, как показано на Фиг. 17А. В открытом состоянии клапана золотниковый элемент перемещается в осевом направлении от седла клапана, а выпускной порт 1512 и выпускное отверстие 1520 проточно сообщаются с внутренним объемом внутри отводящей камеры, как показано на Фиг. 17В. Механизм смещения золотникового элемента, в данном случае пружина 1519, расположен между выступом 1521 на корпусе клапана и выступом 1523 на золотниковом элементе.

В этом примере механизм смещения золотникового элемента представляет собой пружину 1521, однако следует понимать, что можно использовать другие механизмы смещения, такие как камеру давления, содержащую газ, такой как азот.

Золотниковый элемент 1514 действует как поршень, который может перемещаться в осевом направлении из-за разницы давлений между отводящей камерой и эксплуатационной колонной. Давление из отводящей камеры прикладывается к золотниковому элементу 1514 через впускной порт 1517. Давление из эксплуатационной колонны прикладывается к золотниковому элементу 1514 через выпускной порт 1512 и выпускное отверстие 1520. Когда давление, приложенное к впускному порту 1517, достигает заданной величины, сила давления сжимает пружину 1514 для перемещения золотникового элемента в осевом направлении от седла 1509 клапана так, чтобы золотниковый элемент открывал выпускной порт 1512 и выпускное отверстие 1520.

Золотниковый элемент будет оставаться в открытом положении, как показано на Фиг. 17В, до тех пор, пока разность давлений между устройством с проточной отводящей камерой и эксплуатационной колонной будет достаточным для удержания пружины 1514 сжатой.

Как только разность давлений между устройством с проточной отводящей камерой и эксплуатационной колонной уменьшается ниже предварительно установленной величины, сила пружины может преодолевать силу давления, действующую на золотниковый элемент. Золотниковый элемент перемещается в закрытое положение, в котором он находится в седле 1509 клапана.

Давление, действующее на золотниковый элемент, можно регулировать, уменьшая или увеличивая давление в эксплуатационной колонне, управляя дросселем, соединенным с эксплуатационной колонной.

В этом примере пружина представляет собой пружину сжатия. Однако следует понимать, что можно использовать пружину растяжения.

В приведенных выше вариантах выполнения описан только один выпускной клапан для отводящей камеры. Однако следует понимать, что выпускные отверстия для каждой фазы или выпускные отверстия для каждой под-камеры в отводящей камере могут иметь клапан.

В вышеупомянутых вариантах выполнения клапаны расположены у выпускного отверстия и выполнены с возможностью выборочно открывать и закрывать выпускное отверстие на основании локальной скорости текучей среды в основной трубе и/или разности давлений между основной трубой и отводящей камерой. Однако в качестве альтернативы или дополнительно, клапаны могут быть расположены у впускного отверстия и могут быть выполнены с возможностью выборочного открытия и закрытия впускного отверстия на основе локальной скорости текучей среды в основной трубе и/или разности давлений между основной трубой и отводящей камерой.

Клапаны, описанные со ссылкой на Фиг. 16А, 16 В, 17А и 17В, могут быть закрыты на период времени для приостановки отводящей камеры для увеличения концентрации молекул индикатора в отводящей камере. При приостановке отводящей камеры концентрация молекул индикатора, выпускаемых из материала индикатора в целевую текучую среду, увеличивается до тех пор, пока объем текучей среды в отводящей камере не станет обогащенным молекулами индикатора.

Хотя приведенные выше примеры описывают управление и приведение в действие указанного по меньшей мере одного клапана из-за разности давлений или изменений скорости потока, дополнительно или в качестве альтернативы, указанный по меньшей мере один клапан может управляться и приводиться в действие электрически. Указанным по меньшей мере одним электрическим клапаном можно управлять дистанционно с помощью проводной и/или беспроводной связи.

После приостановки отводящей камеры и увеличения концентрации индикатора в отводящей камере для создания индикаторного облака клапан может быть открыт, чтобы выпустить индикаторное облако путем регулировки добываемого потока и/или создания разницы давлений между текучей средой в отводящей камере и добываемым потоком.

Высокая концентрация индикатора или индикаторного облака выпускается по мере необходимости в эксплуатационную колонну, выносится на поверхность и обнаруживается как пиковые сигналы большой амплитуды.

Клапан может быть закрыт, чтобы приостановить отводящую камеру. Отводящая камера может быть приостановлена на определенный период времени. Период времени может варьироваться от часов до месяцев. Отводящая камера может быть приостановлена на период времени, необходимый для создания достаточно высокой или повышенной локальной концентрации индикатора, также известной как индикаторное облако, которое обнаруживается на поверхности при выпуске из отводящей камеры. Отводящая камера может быть приостановлена менее чем на 24 часа, чтобы приостановить отводящую камеру. Клапан может быть закрыт более чем на 24 часа, чтобы приостановить отводящую камеру.

Клапаны, описанные выше, могут быть отрегулированы для изменения скорости выпуска индикатора в эксплуатационную колонну, чтобы отрегулировать амплитуду и/или длительность пика реакции индикатора в точке обнаружения.

Система выпуска индикатора может управляться внутрискважинными состояниями или условиями, такими как давление, температура, скорость потока, проводимость, соленость, вязкость и т.д. Это может вызвать активацию приемника сигнала или может химическим или физическим воздействием открыть поток через отводящую камеру и, таким образом, активировать систему выпуска для выпуска индикаторов.

При активации системы выпуска индикатор может выпускаться из полимерной матрицы, индикаторной жидкости или твердой системы выпуска частиц, которая выпускает индикаторы из матрицы. Индикатор может быть выпущен путем введения индикаторов с помощью инжектора или выпуска индикаторов из контейнера. Можно использовать разлагаемые индикаторы или контейнеры с индикаторами, которые могут создавать пики индикаторов в камере. Такие контейнеры могут быть выполнены из водорастворимых сплавов и водо- и нефтерастворимых полимеров.

В одном варианте выполнения изобретения система выпуска индикатора содержит механизм для выпуска индикатора. В одном варианте выполнения изобретения путем управления выпускным или впускными клапанами из отводящей камеры управляют началом потока через отводящую камеру. Индикаторное облако может быть создано внутри камеры путем приостановки отводящей камеры.

Способ может обеспечивать системе выпуска индикатора возможность одновременного выпуска первой дозы по меньшей мере одного из индикаторов в первый конец камеры задержки и второй дозы по меньшей мере одного из индикаторов во второй конец камеры задержки. В этом случае система выпуска индикатора имеет два инжектора и положения инжекторов для каждой фазы. Это приводит к двойному пику концентрации для каждой фазы каждого отведенного потока в анализируемой текучей среде.

Концентрация индикатора в образовавшемся индикаторном облаке должна быть в 2 раза выше фоновой концентрации, практически в 5-1000 раз выше указанной фоновой концентрации.

Использование отводящей камеры, которая может быть приостановлена, позволяет избирательно генерировать и выпускать высокие концентрации молекул индикаторов, не требуя приостановки скважины. Отводящая камера может быть выполнена с возможностью приостановки во время добычи в скважине. Используя устройство с отводящей камерой, по меньшей мере с одним клапаном, выполненным с возможностью выборочного управления потоком текучей среды через указанное по меньшей мере одно выпускное отверстие, можно обеспечить приостановку устройства для увеличения концентрации молекул индикатора в объеме текучей среды устройства. Последующее открытие клапана для выпуска повышенной концентрации индикатора может вызвать переходный процесс индикатора. Повышенная концентрация молекул индикаторов распространяется вниз по потоку с добываемым потоком в виде индикаторного облака, порции или заряда, которые могут быть обнаружены ниже по потоку от устройства и/или наверху как сигнал отклика индикатора или пик в точке обнаружения ниже по потоку.

Преимущество приостановки отводящей камеры заключается в том, что точный анализ потока может проводиться в многофазной системе, поскольку он фиксирует момент времени в добываемом потоке и позволяет различным фазам контактировать со своими соответствующими фазовыми индикаторами, повышая достоверность многофазного анализа.

Механический выпуск по таймеру

Фиг. 15А изображает отводящую камеру 1300 с системой 1301 выпуска индикатора, содержащую систему механического выпуска для выпуска дозы индикатора. Фиг. 15В изображает увеличенный вид системы 1301 выпуска индикатора.

Система 1301 выпуска индикатора содержит таймер 1302, реле 1304 и аккумулятор 1306 для управления выпуском индикатора. Система также содержит пружину 1308, гайку 1310 натяжения пружины, плавильное кольцо 1312, зажимы 1314, выталкивающий поршень 1316, камеру 1318 с компенсированной текучей средой и разрывной диск 1320.

В случае, когда индикаторы выпускаются по таймеру, не требуется, чтобы таймер был очень точным. Пока индикаторный сигнал улавливается в точке обнаружения (D), точное время выпуска не имеет значения. Кроме того, введение индикатора в камеру не обязательно должно быть сильным или быстрым. Например, точность измерений будет 30%, если время растворения индикаторов, достижения целевой фазы или распределения занимает 30% от общего времени прохождения в камере задержки. Если время прохождения составляет 20 минут, допустимо, чтобы индикаторы достигали целевой фазы за 6 минут.

Фиг. 11А и 11В изображают систему механического выпуска, выполненную в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения. Система 1000 механического выпуска состоит из нескольких модулей 1010а, 1010b, 1010c, 1010d… 1010n, соединенных друг с другом, что обеспечивается довольно точный выпуск индикатора. В этом случае отводящая камера будет иметь систему 1000 выпуска индикатора с двумя или большим количеством последовательно соединенных выпускающих модулей, каждый из которых содержит контроллер выпуска (механизм управления) 1011 и индикаторную камеру 1012 для индикатора 1024.

Контроллер выпуска также содержит средство 1025 передачи сигнала для передачи сигнала средству 1027 приема сигнала в последовательных выпускающих модулях для активации механизма 1029 задержки выпуска индикатора в последовательных выпускающих модулях 1010а, 1010b, 1010с, 1010d… 1010n для выпуска дозы указанного индикатора по истечении заранее установленного времени. Каждый выпускающий модуль 1010а, 1010b, 1010с, 1010d… 1010n содержит индикаторную камеру 1012 и контроллер 111 выпуска.

Контроллер 1011 выпуска и механизм 1029 задержки могут представлять собой механические часы или тому подобное, то есть быть основанными на гармоническом осцилляторе и пружине, в дополнение к набору зубчатых колес для управления скоростью высвобождения энергии. Частота гармонического осциллятора может изменяться под действием температуры скважины, причем если такой эффект можно оценить, этого достаточно для измерений. Индикаторы могут быть выпущены даже на час или день позже запланированного, если индикаторный сигнал измеряется в точке обнаружения. Средство задержки выпуска индикатора для различных вариантов выполнения может представлять собой механический таймер, растворяющуюся стенку, приводимую в действие (передатчиком сигнала) выпуском индикатора предварительно выпущенным индикатором, или электронный таймер. Когда индикатор выпускается первым модулем 1010а, модуль посылает сигнал следующему модулю 1010b, чтобы запустить его таймер. Такой механизм может быть реализован чисто механически. Полная система из нескольких модулей может обеспечивать мониторинг в течение многих лет.

Достоинством механической системы является простота конструкции и отсутствие опасности саморазряда аккумуляторов при высоких температурах в скважине, как в случае электронных таймеров. Однако аналогичная реализация в одном варианте выполнения будет выполнена с электронными таймерами в качестве механизма задержки. Если используется жидкая форма индикаторов, индикаторы можно выпустить, открыв индикаторную камеру или имея поршень, который вталкивает индикаторы в камеру задержки. Для толкания поршня можно использовать, например, пружину с низким энергопотреблением. Точное время выпуска индикаторов будет сдвигаться, однако ожидаемое прибытие индикатора в точку обнаружения может быть скорректировано в зависимости от времени, когда был измерен предыдущий сигнал.

Для мониторинга также могут использоваться индикаторы в форме порошка, если они достигают целевой фазы под действием силы тяжести или плавучести и растворяются в целевой фазе непосредственно без какого-либо промежуточного растворителя. Модули могут быть размещены вдоль камеры задержки, по периферии или любым другим подходящим способом.

Вместо таймера между индикаторными камерами можно использовать растворимые заглушки, которые работают как средство задержки выпуска индикатора. Время растворения каждой заглушки будет действовать как таймер между последовательными выпусками индикатора. Однако такая заглушка должна полностью открывать индикаторную камеру, чтобы не происходило распределения выпуска индикатора в течение слишком длительного времени. Также могут быть использованы электронные таймеры.

Механизмом, управляющим выпуском индикатора, может быть химическая реакция, растворение заглушек, электрические или механические часы. Важно, что механизм управления следующей системой выпуска активируется только после предыдущей системы выпуска.

Выпуск индикатора индикаторной системой может управляться скважинным таймером. Он может быть предварительно установлен или содержать приемник сигнала.

Выпуск индикатора системой выпуска индикатора может управляться командой с поверхности, причем команда передается либо по беспроводной связи, либо по проводам и соединяется с приемником сигнала. Эти системы могут быть объединены как с химическими, физическими, так и с тактовыми системами. Устройство для выпуска индикатора отводящей камеры, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, может иметь впускные и/или выпускные порты с портом скользящего золотникового элемента для открытия и закрытия впускных портов. Его можно использовать в качестве активатора выпуска индикатора или также как пусковое защитное устройство, предотвращающее загрязнение на этапе установки и завершения. Впускные и выпускные отверстия могут иметь средства для временного запирания отверстий в целях установки.

Впускные порты могут быть открыты для поступления отведенного потока в отводящую камеру, и закрыты для активации сигнала выпуска индикатора, чтобы сформировать индикаторное облако, удерживая порты закрытыми в течение предварительно установленного времени. Впоследствии отверстия могут быть открыты, чтобы направить отведенный поток через отводящую камеру из-за разности давлений. Порты могут действовать по сигналу, поступающему с поверхности. Порты также могут действовать в результате физических или химических изменений в скважине.

Одновременная инжекция индикаторов в каждом конце камеры задержки

В качестве альтернативы созданию сигнала вымывания, можно использовать другой подход. В этом случае одни и те же индикаторы или разные индикаторы выпускаются одновременно вблизи начала камеры задержки и вблизи конца камеры задержки, как лучше всего показано на Фиг. 4. Расстояние между точками выпуска должно быть известно, а выпуск индикаторов должен осуществляться либо одновременно или после известного временного интервала. Каждый выпуск индикаторов создает обнаруживаемый пик концентрации индикатора в точке обнаружения. Разница между временем прихода этих двух пиков затем используется для расчета скорости текучей среды в камере задержки и, таким образом, задержки и расходов двух фаз, протекающих в эксплуатационной колонне.

Конструкция держателя для скважин с высокой производительностью или наклонных скважин.

Технология не может быть применена для вертикальных скважин или скважин с большим наклоном, поскольку для разделения текучей среды используется сила тяжести. Эта технология может применяться только для горизонтальных скважин и скважин с небольшим наклоном, однако даже для скважин с небольшим наклоном следует рассмотреть возможность применения более короткого держателя из-за проблемы с наклоном скважины, как показано на Фиг. 12А, и это показывает важность рассмотрения конструкции держателя / отводящей камеры. Как показано на Фиг. 12А, длинный держатель / отводящая камера 1112, где 1150 - это поверхность раздела нефть-вода. Длинный держатель / отводящая камера 1112 не может обеспечить требуемую функциональность, поскольку вода не достигает ограничителей 1126 потока, если не используется усовершенствованный вариант выполнения изобретения. На Фиг. 12 В показан короткий держатель / отводящая камера 1162, выполненная в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, в котором вода может достигать ограничителя 1126b потока.

Фиг. 13А изображает полный держатель 1121. Фиг. 13В и 13С изображают отводящую камеру, выполненную в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения. Камера 1140 задержки расположена ниже по потоку от ограничителей 1126а, 1126b потока. Отводящая камера имеет разделительную камеру, которая представляет собой пространство 1129 для разделения текучей среды перед входом в ограничители потока. Изобретение адаптировано для наклонных скважин, ограничители 1126а, 1126b потока и камера 1140 задержки, относящиеся к направлению добываемого потока (F), проходят дальше по потоку от одного или нескольких выпускных портов 1122, но связаны с направлением отведенного потока через отводящую камеру и выполнены в виде нижних по потоку каналов, см. Фиг. 13.

На Фиг. 12А и 12В показано, как важно учитывать наклон скважины при проектировании несущей конструкции. С более коротким держателем возникают две проблемы. Один из них - это ограничение на количество устанавливаемых индикаторов и, как следствие, на ресурс системы. Тем не менее, это легко исправить, установив несколько коротких держателей, на которых можно разместить такое же количество индикаторов, как и на длинном держателе.

Вторая проблема - это ограниченное пространство для ограничителя потока и камеры задержки, кроме того, если расход в скважине очень высок, трудно достичь требуемого перепада давления путем ограничения потока. В одном варианте выполнения изобретения для преодоления этой проблемы впускные и выпускные порты расположены близко друг к другу и направляют текучую среду «вперед и назад» относительно направления потока в основной трубе. Это снижает давление, управляющее потоком текучей среды в отводящей камере, и, следовательно, требования к объему (длине) отводящей камеры и длине модулей ограничителя потока в случае, если они выполнены в виде трубок. Один из возможных вариантов выполнения показан на Фиг. 13. Смесь текучих сред поступает в отводящую камеру (положение А на Фиг. 13). Текучие среды разделяются из-за сегрегации и попадают в ограничители потока (положение В на Фиг. 13), которые представляют собой длинные узкие трубки, установленные внутри камеры задержки и открывающиеся в камеру задержки в точке С на Фиг. 13. После этого текучие среды перемещаются в точку D на Фиг. 13, где они возвращаются в основную трубу. Основное преимущество состоит в том, что длина камеры задержки больше, чем расстояние между впускными портами 1120 и выпускными портами 1122.

Изобретение обеспечивает способ интерпретации для количественного многофазного внутрискважинного наблюдения для нефтяной скважины с добываемым потоком в скважине. Это означает наличие

- полученных данных по добывающей скважине, имеющей по меньшей мере одну отводящую камеру с разделенными фазовыми потоками через отдельные ограничители потока известной конструкции,

- одного или нескольких положений инжекции индикатора,

- одного или нескольких локальных многофазных добываемых потоков,

- данных, содержащих измерения индикаторов в добываемом потоке в точке (D) обнаружения ниже по потоку от указанной по меньшей мере одной отводящей камеры для определения значений концентрации индикатора для указанного одного или нескольких индикаторов, и

- вычисления характерного времени вымывания или времени прохождения для разделенных фаз в указанной по меньшей мере одной отводящей камере на основании значений концентрации индикатора.

Способ может включать вычисление характерного времени вымывания или времени прохождения для разделенных фаз в по меньшей мере одной камере задержки в отводящей камере на основании значений концентрации индикатора.

Варианты выполнения способа интерпретации могут использовать данные о добыче, полученные из скважины. Один или несколько из следующих данных по добыче могут быть объединены с данными о концентрации, приведенными выше, включая полную производительность, отдельные производительности воды, нефти и газа, внутрискважинное давление и/или давление в устье скважины, настройки дросселя и температуры внутри скважины и/или в устье скважины.

Интерпретацию проводить на месте не требуется. Пробы могут быть отобраны для анализа позже и/или в другом месте. Интерпретация может быть проведена позже и/или в другом месте по сравнению с этапами отбора проб и/или анализа.

Фиг. 18А-18С представляют собой увеличенные разрезы устройства 1600 с отводящей камерой, выполненного в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения. Устройство с отводящей камерой установлено на эксплуатационной колонне 12. Устройство 1616 с отводящей камерой имеет отводящую наружу секцию 1616а с впускным отверстием 1618а, проточно сообщающимся с эксплуатационной колонной, и выпускное отверстие 1620а, проточно сообщающееся с затрубным пространством 11. Отводящая наружу секция 1616а имеет кольцевую камеру 1621а, окружающую эксплуатационную колонну, с объемом 1622а текучей среды между впускным отверстием 1618а и выпускным отверстием 1620а.

Устройство 1600 с отводящей камерой имеет отводящую внутрь секцию 1616b с впускным отверстием 1618b, проточно сообщающимся с затрубным пространством 11, и выпускным отверстием 1620b, проточно сообщающимся с эксплуатационной колонной 12. Стрелки обозначают направление движения текучей среды. Отводящая внутрь секция 1616b имеет секцию 1625 разделения фаз и камеру 1621b задержки, окружающую эксплуатационную колонну с объемом 1622b текучей среды. Камера задержки содержит индикаторный материал 1624а и 1624b. Отводящая камера также содержит ограничители 1626а и 1626b потока. Индикаторный материал может быть расположен в камере задержки, чтобы обеспечить текучей среде возможность контактировать с индикаторным материалом и проходить вокруг индикаторного материала в объеме 1622b текучей среды. Индикаторные материалы 1624а и 1624b выполнены с возможностью выпуска молекул или частиц индикатора при воздействии на них целевой скважинной текучей среды, то есть нефти, газа или воды.

Клапанный узел 1628 закреплен подвижным закрывающим элементом для выборочного открытия и закрытия выпускного отверстия 1620b для управления потоком текучей среды из камеры 1621b задержки в эксплуатационную колонну.

В этом примере клапанный узел 1628 представляет собой клапан, управляемый разностью давлений, выполненный с возможностью открытия и закрытия в ответ на изменения разности давлений между эксплуатационной колонной и устройством с отводящей камерой. В этом случае изменение разности давлений управляется путем регулирования добываемого потока. Клапанный узел настроен на открытие выше предварительно установленного порогового значения добываемого потока и закрытие ниже установленного порогового значения.

Во время нормальной добычи, как показано на Фиг. 18А, расход добываемого потока ниже предварительно установленного порогового значения расхода, и, следовательно, клапанный узел остается закрытым. Текучая среда проходит из эксплуатационной колонны через выпускное отверстие 1618а в объем 1622а текучей среды кольцевой камеры 1621а и через выпускное отверстие 1620а отводящей наружу секции 1616а в затрубное пространство 11. Текучая среда входит в объем 1622b текучей среды отводящей внутрь секции 1616b из затрубного пространства 11 через впускное отверстие 1618b.

Фазы с высокой и низкой плотностью разделяются в секции 1625 разделения фаз. Тяжелая фаза перемещается в нижнюю часть камеры, а текучая среда с меньшей плотностью лежит сверху.

В объеме 1622b текучей среды индикаторный материал подвергается воздействию целевой текучей среды, при этом молекулы индикатора выпускаются в текучую среду. Индикаторный материал 1624 в объеме текучей среды остается подверженным воздействию объема текучей среды в объеме 1622 текучей среды в течение периода времени, пока клапан 1626 закрыт, создавая высокую концентрацию частиц индикатора во внутреннем объеме текучей среды устройства с отводящей камерой.

Когда требуется выполнить операцию по выпуску индикатора, дроссельный узел временно регулируется для увеличения добываемого потока до второго расхода, который выше, чем предварительно установленное пороговое значение расхода для клапана 1626, клапан 1626 открывает выпускное отверстие 1620b, выпуская текучую среду и индикаторное облако высокой концентрации в эксплуатационную колонну 12. Фаза высокой плотности протекает через нижний ограничитель 1626b потока, а фаза низкой плотности протекает через верхний ограничитель 1626а потока через отводящую камеру.

Обогащенная индикатором текучая среда постепенно вымывается из отводящей камеры через ограничители 1626а, 1626b потока в эксплуатационную колонну. Индикаторное облако создает пиковый сигнал высокой амплитуды в точке обнаружения, за которым следует кривая спада сигнала индикатора, которая описывает постепенное смещение и вымывание индикатора из устройства с отводящей камерой.

Фиг. 19А-19С изображают виды в увеличенном разрезе устройства 1700 с отводящей камерой. Устройство с отводящей камерой установлено на эксплуатационной колонне 12. Отводящая камера 1716 имеет отводящую наружу секцию 1716а с впускными отверстиями 1718а и выпускными отверстиями 1720а, проточно сообщающимися с затрубным пространством 11. Отводящая камера 1716 отводящей наружу секции 1716а имеет кольцевую камеру 1721а задержки, окружающую эксплуатационную колонну с объемом 1722а текучей среды, который содержит индикаторные материалы 1724а и 1724b. Индикаторные материалы расположены в индикаторной камере, чтобы обеспечивать текучей среде возможность контактировать с индикаторным материалом и проходить вокруг индикаторного материала в объеме 1722а текучей среды. Индикаторные материалы 1724а и 1724b выполнены с возможностью выпуска молекул индикатора при воздействии на них целевой скважинной текучей средой, то есть нефтью, газом или водой.

Устройство 1700 с отводящей камерой имеет отводящую внутрь секцию 1716b с впускными отверстиями 1718b, проточно сообщающимися с затрубным пространством 11, и выпускными отверстиями 1720b, проточно сообщающимися с эксплуатационной колонной 12. Стрелки обозначают направление движения текучей среды. Отводящая внутрь секция 1716b имеет кольцевую камеру 1721b, окружающую эксплуатационную колонну с объемом 1722b текучей среды между впускным отверстием 1718b и выпускным отверстием 1720b. Отводящая внутрь секция 1716b имеет секцию 1725 разделения фаз и ограничители 1726а и 1726b потока.

Клапанный узел 1728 закреплен подвижным закрывающим элементом для выборочного открытия и закрытия выпускных отверстий 1720b для управления потоком текучей среды из кольцевой камеры 1721b в эксплуатационную колонну.

В этом примере клапанный узел 1728 представляет собой клапан, управляемый разностью давлений, выполненный с возможностью открытия и закрытия в ответ на изменения разности давлений между эксплуатационной колонной и устройством с отводящей камерой. В этом случае изменение разности давлений управляется регулированием расхода добываемого потока. Клапанный узел настроен на открытие выше предварительно установленного порогового значения добываемого потока и закрытие ниже установленного порогового значения.

Во время нормальной добычи, как показано на Фиг. 19А, расход добываемого потока ниже предварительно установленного порогового значения расхода, и поэтому клапанный узел остается закрытым. Текучая среда проходит из затрубного пространства через выпускное отверстие 1718а в объем 1722а текучей среды индикаторной камеры 1721а затрубного пространства и через выпускное отверстие 1720а отводящей наружу секции 1716а в затрубное пространство 11.

В объеме 1722а текучей среды индикаторные материалы подвергаются воздействию соответствующих целевых текучих сред, при этом молекулы индикатора выпускаются в текучую среду.

Текучая среда входит в объем 1722b текучей среды отводящей внутрь секции 1716b из затрубного пространства 11 через впускное отверстие 1718b. Текучая среда с молекулами индикатора не может попасть в эксплуатационную колонну, пока клапан 1726 закрыт. Фазы с высокой и низкой плотностью разделяются в секции 1725 разделения фаз. Тяжелая фаза перемещается в нижнюю часть камеры, а текучая среда с меньшей плотностью лежит сверху.

Когда требуется выполнить операцию по выпуску индикатора, дроссельный узел временно регулируется для увеличения расхода добываемого потока до второго расхода, который выше, чем предварительно установленное пороговое значение расхода для клапана 1726, клапан 1726 открывает выпускное отверстие 1720b, выпуская текучую среду и молекулы индикатора в эксплуатационную колонну 12. Фаза высокой плотности протекает через нижний ограничитель 1626b потока, а фаза низкой плотности протекает через верхний ограничитель 1726а потока через отводящую камеру.

Обогащенная индикатором текучая среда постепенно вымывается из отводящей камеры через ограничители 1726а, 1726b потока в эксплуатационную колонну. Выпущенный индикатор создает пиковый сигнал высокой амплитуды в точке обнаружения, за которым следует кривая спада сигнала индикатора, которая описывает постепенное смещение и вымывание индикатора из устройства с отводящей камерой.

В приведенном выше примере индикаторные материалы расположены в затрубной камере 1721а либо отводящей наружу секции 1716а, либо отводящей внутрь секции 1716b. Однако следует понимать, что индикаторный материал может, в качестве альтернативы или дополнительно, располагаться как на отводящих внутрь, так и на отводящих наружу секциях. В примерах, в которых индикаторный материал расположен в отводящей наружу секции 1716а и в отводящих внутрь секциях, индикаторный материал в отводящей внутрь секции может быть тем же самым или отличаться от индикаторного материала в отводящей наружу секции.

В приведенных выше примерах, описанных со ссылкой на Фиг. 18А-19С, устройство с отводящей камерой выполнено с возможностью закрывать устройство с отводящей камерой во время нормальной низкой производительности и выпускать высокую концентрацию индикатора путем временного увеличения расхода добываемого потока. Однако следует понимать, что устройство с отводящей камерой, в качестве альтернативы, может быть выполнено с возможностью приостановки во время нормальной высокой производительности в скважинах с высокой производительностью и выпуска индикатора путем временного снижения расхода добываемого потока.

В приведенных выше примерах, описанных со ссылкой на Фиг. 18А-19С, ограничители потока расположены ниже по потоку от индикаторных материалов. Однако следует понимать, что ограничители потока могут быть расположены выше по потоку от индикаторных материалов. Также следует понимать, что фазы потока могут быть разделены до или после контакта текучей среды с индикаторным материалом.

Также следует понимать, что устройство с отводящей камерой может быть выполнено с возможностью обеспечивать выпуск индикатора во время нормальной производительности и временно приостанавливаться путем регулирования расхода добываемого потока.

Кроме того, следует понимать, что, хотя вышеупомянутые примеры, описанные со ссылкой на Фиг. 18А-19С, имеют клапан, расположенный в выпускном отверстии 1720b для операции по выпуску индикатора, из приведенных выше примеров следует понимать, что клапаны могут быть расположены в любом и/или во всех из впускных отверстий и/или выпускных отверстий устройства с отводящей камерой. Например, клапанные узлы могут управлять потоком текучей среды через выпускные отверстия 1720а и/или 1720b. В качестве альтернативы или дополнительно, клапанные узлы могут управлять потоком текучей среды через впускные отверстия 1718а и/или 1718b.

Данные, собранные в точке обнаружения, как описано в приведенных выше примерах, могут быть проанализированы, чтобы идентифицировать прибытие пиков концентрации каждого индикатора, для определения процента притока, который имеет место между местоположениями индикаторов. Местоположения индикаторов могут быть известными в геометрии скважины.

Когда отдельный индикатор выпускается из двух или большего количества устройств с отводящей камерой на поверхность, их прибытие на поверхность отслеживается и анализируется для определения распределения притока. Объем между приходом каждого пика индикатора пропорционален притоку выше по потоку от каждого индикатора. Переходные процессы индикатора вызываются полем скоростей в скважине. Прибытие индикаторов наверх может быть использовано для оценки поля скоростей в стволе скважины. По полю скоростей можно рассчитать профиль притока. Концентрация индикаторов на поверхности как функция времени связана с притоком в скважину полем скоростей. Концентрация индикатора определяется полем скоростей. На поле скоростей влияет геометрия скважины и путь переноса потока текучей среды.

Модель может быть использована на основе геометрии добывающей скважины, которая предполагает конкретный сценарий распределения притока, моделирует время прихода пиков индикатора и сравнивает смоделированные результаты с фактическими временами прибытия пиков. После нескольких итераций модель может прийти к решению, которое обеспечивает распределение притока, которое наилучшим образом соответствует фактическим данным. Модель может включать модельный транспортный путь, соответствующий фактическому транспортному пути скважины ниже по потоку от зон притока.

Модель должна включать модель притока, соответствующую реальным местоположениям притока, модель системы индикаторов и имеющую даже модельную скорость утечки или выпуска, соответствующую реальным источникам индикаторов, и модельный путь переноса скважины, соответствующий фактической добывающей скважине.

Концентрация индикатора может быть рассчитана как функция времени. Измеренные концентрации индикаторов можно сравнить со смоделированными концентрациями индикаторов для получения информации о профилях притока в скважину.

Пробы могут быть отобраны и/или измерены ниже по потоку в известное время отбора проб. Объем притока может быть рассчитан на основе измеренных концентраций, последовательности их отбора проб и геометрии скважины. Объемы притока могут быть рассчитаны по моделям переходного потока.

Модельные концентрации для каждого индикаторного материала могут быть рассчитаны на смоделированном пути переноса потока в скважине вниз по потоку как функция времени при смоделированном переходном процессе, происходящем в модели.

Дополнительно или в качестве альтернативы, данные, собранные в точке обнаружения, как описано в приведенных выше примерах, могут быть проанализированы для определения скорости снижения концентрации индикатора из каждого местоположения индикатора для определения процента притока пласта из каждой зоны притока.

Когда индикатор вымывается из устройства с отводящей камерой, зоны с высокими скоростями притока вымывают индикатор быстрее, чем зоны с низкими скоростями притока, тем самым сохраняя высокую концентрацию молекул индикатора и создавая профиль с крутыми скоростями спада. И наоборот, концентрация молекул индикатора в текучей среде, которая вымывается из низкопроизводительной зоны, становится более разбавленной по мере того, как она входит в основной поток и перемещается на поверхность. Следовательно, профиль концентрации индикатора имеет менее резкую скорость снижения по сравнению с высокопроизводительной зоной. Данные могут быть проанализированы для сравнения скорости снижения концентрации индикаторов между каждой контролируемой зоной и количественного определения соответствующих относительных скоростей притока.

Настоящее изобретение обеспечивает устройство и способ количественного многофазного скважинного наблюдения за нефтью. Устройство содержит отводящую камеру для отведенного потока. Проточная отводящая камера содержит одно или несколько впускных отверстий и одно или несколько выпускных отверстий, расположенных, соответственно, в передней части и нижней части отводящей индикаторной камеры. Камера шунтирования потока также содержит секцию разделения фаз потока, камеру задержки индикатора, систему выпуска индикатора для по меньшей мере одного индикатора, и по меньшей мере один ограничитель потока, проточно сообщающийся с камерой задержки.

Преимущество изобретения состоит в том, что оно позволяет фазам разделяться внутри отводящей камеры, подвергаться воздействию индикатора и позволяет каждой фазе проходить через известный ограничитель, предназначенный для каждой фазы. Это означает, что поведение каждой фазы внутри отводящей камеры известно, и скорость будет пропорциональна разности давлений между впускным отверстием и выпускным отверстием отводящей камеры внутри трубы, основной трубы, то есть в добываемом потоке.

Разность давлений - это то, что движет разделенными потоками через отводящую камеру. Количество каждой разделенной фазы внутри камеры и конструкция ограничителя будут определять продолжительность индикаторного следа в точке мониторинга, которая рассматривается как значение концентрации. Можно получить долгоживущий сигнал индикаторного следа.

Настоящее изобретение обеспечивает устройство с отводящей камерой, способное улучшить количественное многофазное скважинное наблюдение за нефтью путем измерения добываемого потока каждой фазы в двухфазном потоке.

Использование отводящей камеры, которая может быть приостановлена, позволяет избирательно генерировать и выпускать высокие концентрации молекул индикаторов, не требуя приостановки скважины.

Преимущество настоящего изобретения состоит в том, что точный анализ потока может быть проведен в многофазной системе, поскольку он фиксирует момент времени в добываемом потоке и позволяет различным фазам контактировать со своими соответствующими фазовыми индикаторами, повышая достоверность многофазного анализа.

На протяжении всего описания, если из контекста явным образом не следует иного, термины «содержать» или «включать» или варианты, такие как «содержит» или «содержащий», «включает» или «включающий», следует понимать как подразумевающие включение указанного целого элемента или группы элементов, но не исключение любого другого целого элемента или группы элементов. Кроме того, относительные термины, такие как «ниже по потоку», «выше по потоку», «верхний», «нижний» и т.п.используются в данном документе для обозначения направлений и местоположений, поскольку они применяются к приложенным чертежам, и не должны быть истолкованы как ограничение изобретения и его функций конкретными устройствами или ориентациями. Аналогичным образом, термин «выпускное отверстие» следует истолковывать как отверстие, которое в зависимости от направления движения текучей среды может также служить «впускным отверстием», и наоборот.

Вышеприведенное описание изобретения представлено в целях иллюстрации и описания и не предназначено для того, чтобы быть исчерпывающим или ограничивать изобретение точной раскрытой формой. Описанные варианты выполнения выбраны и описаны для лучшего объяснения принципов изобретения и его практического применения, чтобы, тем самым, дать возможность другим специалистам в данной области техники наилучшим образом использовать изобретение в различных вариантах выполнения и с различными модификациями, которые подходят для конкретного предполагаемого использования. Следовательно, могут быть включены дополнительные модификации или усовершенствования без выхода за пределы объема изобретения, определенного прилагаемой формулой изобретения.

Различные модификации описанных выше вариантов выполнения могут быть выполнены в пределах объема изобретения, и изобретение распространяется на комбинации признаков, отличные от тех, которые явным образом заявлены в настоящем документе.

Группа изобретений относится к способу и устройству для количественного внутрискважинного наблюдения за многофазным потоком, содержащим по меньшей мере две фазы любого из нефти, воды или газа в нефтяной скважине. Способ включает использование по меньшей мере одной отводящей камеры, содержащей секцию разделения фаз потока, камеру задержки, один или несколько выпускных портов, по меньшей мере два ограничителя потока, систему выпуска индикатора с одним или несколькими индикаторами, разделение отведенного потока в отводящей камере на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности. Осуществляют выпуск по меньшей мере одного индикатора в указанную камеру задержки. Пропускают отделенную фазу потока низкой плотности по меньшей мере через первый ограничитель потока, а фазы потока высокой плотности - по меньшей мере через второй ограничитель потока. Осуществляют вымывание фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности с индикатором из отводящей камеры через выпускные порты в локальный поток внутри скважины. При этом осуществляют контроль за указанным по меньшей мере одним индикатором в добываемом потоке в точке обнаружения ниже по потоку от выпускных портов. Измеряют концентрацию указанного одного или нескольких индикаторов в контролируемом потоке. Техническим результатом является повышение эффективности внутрискважинного наблюдения за многофазным потоком в нефтяной скважине. 4 н. и 25 з.п. ф-лы, 47 ил.

1. Способ количественного внутрискважинного наблюдения за многофазным потоком, содержащим по меньшей мере две фазы любого из нефти, воды или газа, в нефтяной скважине, причем способ включает

использование по меньшей мере одной отводящей камеры, содержащей:

секцию разделения фаз потока,

камеру задержки,

один или несколько выпускных портов,

по меньшей мере два ограничителя потока,

систему выпуска индикатора с одним или несколькими индикаторами,

разделение отведенного потока в отводящей камере на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности,

выпуск по меньшей мере одного индикатора в указанную камеру задержки,

пропускание отделенной фазы потока низкой плотности по меньшей мере через первый ограничитель потока, а фазы потока высокой плотности - по меньшей мере через второй ограничитель потока,

вымывание фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности с индикатором из отводящей камеры через выпускные порты в локальный поток внутри скважины,

контроль за указанным по меньшей мере одним индикатором в добываемом потоке в точке обнаружения ниже по потоку от выпускных портов,

измерение концентрации указанного одного или нескольких индикаторов в контролируемом потоке.

2. Способ по п. 1, в котором наблюдают за многофазным потоком в горизонтальной и/или наклонной скважине.

3. Способ по п. 1 или 2, в котором вычисляют характерное время вымывания каждого индикатора из камеры задержки или времени прохождения каждого индикатора через отводящую камеру на основании концентрации указанного одного или нескольких индикаторов в контролируемом потоке.

4. Способ по любому из пп. 1-3, в котором разделяют отведенный поток на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности в секции разделения фаз потока перед выпуском индикатора или воздействием на поток указанным одним или несколькими индикаторами.

5. Способ по любому из пп. 1-3, в котором выпускают один или несколько индикаторов в отведенный поток или воздействуют на поток индикатором перед разделением отведенного потока на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности в секции разделения фаз потока.

6. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором приостанавливают указанную по меньшей мере одну отводящую камеру путем изменения расхода добываемого потока в скважине.

7. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором выпускают указанный по меньшей мере один индикатор в камеру задержки с образованием индикаторного облака или нескольких отдельных облаков в одной камере.

8. Способ по п. 7, в котором приостанавливают указанную по меньшей мере одну отводящую камеру и формируют в ней индикаторное облако.

9. Способ по п. 7 или 8, в котором вымывают фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности с индикаторным облаком из отводящей камеры через выпускные порты в локальный поток внутри скважины.

10. Способ по любому из пп. 7-9, в котором используют разность давлений между впускными портами и выпускными портами для вымывания индикаторного облака из указанной по меньшей мере одной отводящей камеры, причем впускные порты расположены выше по потоку от выпускных портов.

11. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором используют предварительно определенный объем камеры и оценивают перепад давления в скважине между впускными портами и выпускными портами, причем впускные порты расположены выше по потоку от выпускных портов.

12. Способ по любому из пп. 3-12, в котором вычисляют задержку и/или расходы для каждой фазы локальных многофазных потоков.

13. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором вычисляют расходы добываемого потока каждой из двух фаз на основании измеренного времени вымывания индикаторов из камеры задержки или времени прохождения индикатора в камере задержки и известной пропускной способности указанных по меньшей мере двух ограничителей потока для заданной разности давлений между впускными портами и выпускными портами, причем впускные порты расположены выше по потоку от выпускных портов.

14. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором обеспечивают разность давлений между впускными портами и выпускными портами, чтобы вызвать прохождение части скважинных текучих сред через камеру задержки и указанные по меньшей мере два ограничителя потока, причем впускные порты расположены выше по потоку от выпускных портов.

15. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором используют индикаторы со сходством по свойствам с целевыми двумя фазами, которые могут быть обнаружены либо в режиме онлайн, либо с помощью анализа текучей среды после отбора проб.

16. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором направляют отведенный поток в отводящую камеру из затрубного пространства эксплуатационной колонны в скважине или изнутри эксплуатационной колонны в скважине.

17. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором совмещают указанные по меньшей мере два ограничителя потока с верхним положением фазы низкой плотности и нижним положением фазы высокой плотности в отводящей камере перед тем, как часть отведенного потока попадет в отводящую камеру.

18. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором активируют открывание уплотнительного устройства впускных портов и/или выпускных портов, причем впускные порты расположены выше по потоку от выпускных портов.

19. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором выпускают первую дозу по меньшей мере одного из индикаторов из системы выпуска индикатора в первый конец камеры задержки и одновременно выпускают вторую дозу по меньшей мере одного из индикаторов во второй конец камеры задержки.

20. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором осуществляют мониторинг путем обнаружения в потоке, обнаружения с помощью зонда, измерения с задержкой или путем физического отбора проб.

21. Индикаторное устройство с отводящей камерой для количественного многофазного наблюдения за нефтью в скважине, которое содержит:

проточную отводящую камеру для отведенного потока, содержащую:

одно или несколько выпускных отверстий,

секцию разделения фаз потока для разделения отведенного потока на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности,

камеру задержки,

систему выпуска индикатора для по меньшей мере одного индикатора и

по меньшей мере два ограничителя потока, проточно сообщающиеся с камерой задержки.

22. Индикаторное устройство по п. 21, в котором указанный по меньшей мере один индикатор представляет собой один или несколько из следующих индикаторов: индикатор воды, индикатор нефти или нейтральный индикатор.

23. Индикаторное устройство по п. 21 или 22, в котором указанные по меньшей мере два ограничителя потока являются фазозависимыми.

24. Индикаторное устройство по любому из пп. 21-23, в котором ограничители потока имеют заданную эффективность ограничения.

25. Индикаторное устройство по любому из пп. 21-24, в котором система выпуска индикатора представляет собой систему инжекции индикатора или матричную систему носителя индикатора.

26. Индикаторное устройство по любому из пп. 21-25, содержащее по меньшей мере один клапан, выполненный с возможностью выборочного управления потоком текучей среды через указанное одно или несколько выпускных отверстий.

27. Индикаторное устройство по любому из пп. 21-26, в котором указанный по меньшей мере один клапан выполнен с возможностью выборочного открытия и/или закрытия в ответ на сигнал с поверхности или в ответ на изменение температуры, скорости текучей среды и/или давления текучей среды в скважине.

28. Способ интерпретации для количественного многофазного скважинного наблюдения для нефтяной скважины с добываемым потоком в скважине, включающий:

получение данных из добывающей скважины, имеющей по меньшей мере одну отводящую камеру,

при этом данные содержат измерения индикаторов в добываемом потоке в точке (D) обнаружения ниже по потоку от указанной по меньшей мере одной отводящей камеры для определения значений концентрации индикаторов для указанного одного или нескольких индикаторов, и

вычисление характерного времени вымывания или времени прохождения разделенных фаз в указанной по меньшей мере одной отводящей камере на основе концентрации индикатора.

29. Способ отбора проб для анализа при мониторинге скважины с многофазным потоком, содержащей:

по меньшей мере одну отводящую камеру, содержащую:

секцию разделения фаз потока,

камеру задержки,

один или несколько выпускных портов,

по меньшей мере два ограничителя потока,

систему выпуска индикатора с одним или несколькими индикаторами, причем указанная по меньшей мере одна отводящая камера выполнена с возможностью:

разделения отведенного потока в отводящей камере на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности,

выпуска по меньшей мере одного индикатора в камеру задержки, пропускания отделенной фазы потока низкой плотности по меньшей мере через первый ограничитель, а фазы потока высокой плотности - по меньшей мере через второй ограничитель потока,

вымывания фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности с индикатором из отводящей камеры через выпускные порты в локальный поток внутри скважины,

при этом способ включает отбор проб в местоположении ниже по потоку от указанной по меньшей мере одной отводящей камеры.