Область техники
Настоящее изобретение относится к технической области тестирования нефти и газа, в частности к системе измерения многофазного потока и способу измерения многофазного потока.
Предпосылки создания изобретения
Тестирование нефти и газа является важным процессом для изучения промышленных потоков нефти и газа, уточнения характеристик нефтяных и газовых пластов, проверки правильности понимания и интерпретации пластов, оценки ценности разработки нефтяных пластов и определения системы горных работ. Это также первый шаг к прямому испытанию нефтегазоносных пластов. Многофазные измерители могут заменить традиционные тестовые сепараторы для разведки и испытаний нефти, значительно упрощая оборудование и процессы для разведки и испытаний нефти, сокращая время испытаний, значительно экономя инвестиции, снижая эксплуатационные расходы, сокращая цикл строительства нефтяных месторождений, улучшая оценку пластов и улучшая управление разработкой месторождений. Из-за большого расхода потока, высокого давления и сложности состояний и компонентов потока текучей среды, измерения при тестировании нефти и газа существенно отличаются от измерений при добыче. Учитывая уникальные характеристики измерений при тестировании нефти и газа, в настоящее время не существует способа точного измерения многофазного потока при тестировании нефти и газа. Поэтому необходимо создать новый способ измерения многофазного потока.
Сущность изобретения
Целью варианта осуществления изобретения является создание способа и системы измерения многофазного потока, чтобы по меньшей мере решить проблему, заключающуюся в том, что измерения при тестировании нефти и газа в настоящее время не могут быть точно выполнены.
Для достижения вышеуказанной цели первый аспект изобретения предлагает систему измерения многофазного потока, включающую в себя: магнитно-резонансный измеритель многофазного потока и коллекторную систему, которая сконфигурирована соответствующим образом; коллекторная система включает в себя множество регулирующих клапанов и соединительный трубопровод и выполнена с возможностью управления потоком соответствующей текучей среды через магнитно-резонансный измеритель многофазного потока; коллекторная система включает в себя: измерительную магистраль и измерительную ветвь; измерительная магистраль образована путем последовательного соединения следующих компонентов: первого трехходового клапана, двухходового клапана, второго трехходового клапана и третьего трехходового клапана; и магнитно-резонансный измеритель многофазного потока расположен между двухходовым клапаном и вторым трехходовым клапаном; в состав измерительной ветви входят: четвертый трехходовой клапан и предохранительный клапан ограничения давления; и измерительная ветвь соединена параллельно с измерительной магистралью через третий порт первого трехходового клапана, третий порт второго трехходового клапана и третий порт третьего трехходового клапана. Магнитно-резонансный измеритель многофазного потока включает в себя множество магнитных структур, которые распределены с интервалами в осевом направлении магнитно-резонансного измерителя многофазного потока и выполнены с возможностью намагничивания текучей среды; и магнитно-резонансный измеритель многофазного потока дополнительно включает в себя две измерительные антенны, которые распределены с интервалами в осевом направлении магнитно-резонансного измерителя многофазного потока и выполнены с возможностью выполнения обнаружения фазового состояния намагниченной текучей среды.
Кроме того, состояния открытия и закрытия первого трехходового клапана, второго трехходового клапана, третьего трехходового клапана и четвертого трехходового клапана определяются состоянием обнаружения текучей среды; при этом, если обнаружено, что текучая среда находится в состоянии потока: первый трехходовой клапан, третий трехходовой клапан и четвертый трехходовой клапан находятся в трехходовом состоянии; второй трехходовой клапан находится в горизонтальном двухходовом состоянии; двухходовой клапан находится в открытом состоянии; предохранительный клапан ограничения давления находится в закрытом состоянии; если обнаружено, что текучая среда находится в статическом состоянии: первый трехходовой клапан, третий трехходовой клапан и четвертый трехходовой клапан находятся в трехходовом состоянии; второй трехходовой клапан находится в состоянии, в котором конец для выпуска текучей среды, соединенный с магнитно-резонансным многофазным измерителем, закрыт, а два оставшихся конца находятся в открытом состоянии; и двухходовой клапан находится в закрытом состоянии; предохранительный клапан ограничения давления находится в состоянии активации; при этом условием срабатывания предохранительного клапана ограничения давления является то, что давление внутри соединительного трубопровода превышает заданное пороговое значение.
Кроме того, задняя половина в осевом направлении магнитно-резонансного измерителя многофазного потока используется в качестве зондирующей секции, а передняя половина в осевом направлении магнитно-резонансного измерителя многофазного потока используется в качестве поляризующей секции; и система измерения многофазного потока дополнительно включает в себя: две измерительные антенны; обе измерительные антенны расположены в зондирующей секции магнитно-резонансного измерителя многофазного потока.
Кроме того, магнитные структуры представляют собой кольцевые магнитные структуры или магнитные структуры Хальбаха; магнитные структуры, расположенные в поляризующей секции магнитно-резонансного измерителя многофазного потока, расположены в контактном соединении; а магнитные структуры, расположенные в зондирующей секции магнитно-резонансного измерителя многофазного потока, расположены с равными интервалами.
Второй аспект изобретения предлагает способ измерения многофазного потока, реализованный на основе системы измерения многофазного потока, описанной выше, причем способ включает в себя: в соответствии с выбранными требованиями измерения и с использованием соответствующего способа измерения измерение параметра фазового состояния текучей среды; при этом параметр фазового состояния представляет собой параметр содержания или скорости целевого фазового состояния; одновременный сбор отраженных сигналов текучей среды посредством двух измерительных антенн; и считывание параметра фазового состояния текучей среды в соответствии с собранными отраженными сигналами и заданной шкалой устройства.
Кроме того, способ измерения включает в себя: способ измерения обводненности, способ измерения газовой фазы и способ измерения скорости потока.
Кроме того, способ измерения обводненности включает в себя: сбор эхо-сигналов последовательностей импульсов CPMG, передаваемых двумя измерительными антеннами одновременно; соответственно подгонку последовательности эхо-сигналов двух измерительных антенн для получения соответствующих подобранных кривых; соответственно извлечение амплитуды двух подобранных кривых в заданный момент; и в соответствии с соотношением амплитуд двух подобранных кривых в один и тот же момент получение обводненности и нефтесодержания текущей текучей среды.
Кроме того, заданная шкала устройства включает в себя: шкалу водородного индекса нефти, шкалу водородного индекса природного газа, шкалу длины двух измерительных антенн, шкалу длины эффективной площади магнитных структур на передних концах двух измерительных антенн.
Кроме того, способ дополнительно включает в себя: построение заданной шкалы устройства, включая построение шкалы водородного индекса нефти и построение шкалы водородного индекса природного газа; при этом построение водородного индекса нефти включает в себя: сбор пробы текучей среды, получение обводненности и нефтесодержания пробы текучей среды, получение шкалы водородного индекса для нефти пробы текучей среды по обводненности и нефтесодержанию пробы текучей среды; а построение шкалы водородного индекса природного газа включает в себя: измерение обводненности и нефтесодержания пробы текучей среды при различных температурах и давлениях, получение шкалы водородного индекса природного газа пробы, подлежащей измерению, в соответствии с обводненностью и нефтесодержанием пробы текучей среды при различных температурах и давлениях; или заполнение магнитно-резонансного измерителя многофазного потока пробой текучей среды и водой соответственно, получение измеренной первой амплитуды пробы текучей среды и измеренной первой амплитуды воды при условии, что текучая среда находится в статическом состоянии, и получение шкалы водородного индекса природного газа в зависимости от соотношения этих двух веществ.
Кроме того, способ измерения газовой фазы включает в себя: получение первой амплитуды сигнала многофазного потока, собранного любой из измерительных антенн; получение относительного содержания газовой фазы в соответствии с первой амплитудой сигнала многофазного потока и заданным соотношением преобразования первой амплитуды сигнала к относительному содержанию газовой фазы, при этом соотношение преобразования представляет собой:
Rgas+Rliquid=1
Mmix=Rgas*Mgas+Rliquid*Mliquid
Mliquid=Rwater*Mwater+Roil*Moil=Rwater*Mwater+(1-Rwater)*Mwater*HIoil
где Mmix представляет собой измеренную первую амплитуду сигнала многофазного потока; Rgas - относительное содержания газовой фазы; Mgas - первая амплитуда сигнала многофазного потока, отмеченная шкалой водородного индекса природного газа; Rliquid=Rwater+Roil - относительное содержания жидкой фазы; Mliquid - первая амплитуда сигнала при заполнении соединительного трубопровода жидкофазной текучей средой с текущим водонефтяным фактором; Mwater - первая амплитуда сигнала при заполнении соединительного трубопровода нефтью; HIoil - шкала водородного индекса нефти; и получение объемной доли газа в стандартных рабочих условиях в соответствии с относительным содержания газовой фазы и использование полученной объемной доли газа в качестве результата измерения газовой фазы.
Кроме того, перед выполнением способа измерения скорости потока способ дополнительно включает в себя: выполнение суперпозиции данных последовательности эхо-сигналов, измеренных двумя измерительными антеннами, в том числе: извлечение данных последовательности эхо-сигналов, измеренных двумя измерительными антеннами; при этом последовательности импульсов Карра-Парселла-Мельбума-Гилла (CPMG, Carr-Purcell-Melboom-Gill pulse sequence), подаваемые двумя измерительными антеннами, идентичны по количеству импульсов и разносу эхо-сигналов, а разность фаз составляет 180°; и умножение всех данных последовательности эхо-сигналов одной из измерительных антенн на волновое число эха для получения обработанных данных последовательности эхо-сигналов для измерительной антенны, накопление обработанных данных последовательности эхо-сигналов для измерительной антенны с данными последовательности эхо-сигналов для другой измерительной антенны, и выполнение измерения скорости потока текучей среды на основе накопленных данных последовательности эхо-сигналов.
Третий аспект настоящего изобретения предлагает машиночитаемый носитель данных, на котором хранятся инструкции, которые при запуске на компьютере заставляют компьютер выполнять описанный выше способ измерения многофазного потока.
Благодаря техническим решениям, предложенным настоящим изобретением, настоящее изобретение имеет по меньшей мере следующие технические эффекты:
Настоящее решение создает новую систему измерения многофазного потока для определения фазы текучих сред с использованием методов магнитного резонанса, эффект намагничивания текучей среды усиливается с помощью заданной магнитной структуры, а затем последовательности эхо-сигналов последовательностей импульсов CPMG передаются одновременно двумя измерительными антеннами распределенными через определенные промежутки времени, и определение фазы выполняется на основе последовательностей эхо-сигналов, что повышает точность обнаружения.
Другие особенности и преимущества настоящего изобретения будут подробно описаны в следующем разделе «Подробное описание».
Краткое описание чертежей
Прилагаемые чертежи введены для обеспечения дальнейшего понимания вариантов осуществления изобретения и составляют часть данного описания и вместе с подробным описанием, приведенным ниже, служат для пояснения вариантов осуществления изобретения, но не должны рассматриваться как ограничивающие варианты осуществления, изобретение. На чертежах:
Фиг. 1 представляет конструкцию системы измерения многофазного потока согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
Фиг. 2 представляет собой схематическое изображение конструкции магнитно-резонансного измерителя многофазного потока согласно варианту осуществления изобретения;и
Фиг. 3 представляет собой блок-схему этапов способа измерения многофазного потока согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
ОПИСАНИЕ НОМЕРОВ ПОЗИЦИЙ
1 - магнитно-резонансный измеритель многофазного потока; 2 - первый трехходовой клапан; 3 - двухходовой клапан; 4 - второй трехходовой клапан; 5 - третий трехходовой клапан; 6 - четвертый трехходовой клапан; 7 - предохранительный клапан ограничения давления.
Подробное описание вариантов осуществления
Тестирование нефти и газа является важным процессом для изучения промышленных потоков нефти и газа, уточнения характеристик нефтяных и газовых пластов, проверки правильности понимания и интерпретации пластов, оценки ценности разработки нефтяных пластов и определения системы горных работ. Это также первый шаг к прямому испытанию нефтегазоносных пластов. Многофазные измерители могут заменить традиционные тестовые сепараторы для разведки и испытаний нефти, значительно упрощая оборудование и процессы для разведки и испытаний нефти, сокращая время испытаний, значительно экономя инвестиции, снижая эксплуатационные расходы, сокращая цикл строительства нефтяных месторождений, улучшая оценку пластов и улучшая управление разработкой месторождений. Измерение многофазного потока является важным процессом на протяжении всего строительства испытаний нефти и газа с целью понимания в режиме реального времени изменений расхода и компонентов многофазного потока в скважине на этапе испытаний нефти и газа, и тем самым понимания последствий мер по увеличению нефтеотдачи (Enhanced Oil Recovery, EOR) в режиме реального времени. В настоящее время способ измерения, используемый на устье скважины, включает в себя режим «трехфазный сепаратор + однофазный расходомер», который имеет серьезные проблемы, такие как большой размер оборудования, высокие инвестиции, низкая точность, задержка данных, неполное разделение и влияние мероприятий по совершенствованию производства на точность измерений. Для решения этих проблем предлагается применить технологию магнитного резонанса для измерения и анализа многофазного потока, добываемого под землей на этапе испытаний нефти и газа, с целью достижения высокоточного, высокочастотного, полнодиапазонного и экологически безопасного измерения многофазного потока в режиме реального времени.
Наиболее важными характеристиками измерений при испытаниях нефти и газа, которые отличают их от измерений при добыче, являются большой расход, высокое давление и сложность состояний и компонентов потока текучей среды. Это также самые большие проблемы, с которыми сталкиваются многофазные измерители, и в настоящее время не существует надежной технологии.
Для измерений при испытаниях нефти и газа, особенно на начальном этапе, когда давление в трубопроводе высокое (обычно достигает более 30 МПа), скорость потока велика, состояние потока сложное, объемная доля жидкой фазы и скорость потока крайне нестабильны, и они находятся в состоянии мгновенного изменения, что выдвигает более высокие требования к высокочастотным, быстрым и точным измерениям многофазных измерителей.
В настоящее время применение магнитно-резонансных многофазных измерителей сосредоточено на стадии эксплуатационных испытаний нефтяных и газовых скважин. На этом этапе объемная доля фазы и скорость потока не претерпевают мгновенных изменений, поэтому используется режим измерения, основанный на группе клапанов для «статической объемной доли фазы + динамической скорости потока». Это предполагает использование группы клапанов для сбора проб добытых текучих сред, помещение секции текучей среды в магнитно-резонансный зонд, а затем проведение статического магнитно-резонансного спектрального анализа для получения объемной доли фазы. Впоследствии общая скорость потока измеряется в условиях непрерывного потока, что в конечном итоге дает данные о расходах нефти, газа и воды. Проблема этого режима измерения «динамически-статическое переключение» заключается в рассинхронизации между измерением объемной доли фазы и измерением скорости потока. В частности, объемную долю фазы измеряют с использованием метода выборки по времени, а измерение скорости потока проводят после периода измерения объемной доли фазы. К этому времени объемная доля фазы текучей среды уже может измениться (особенно это заметно на газовых скважинах). Этот режим измерения подходит для добывающих скважин с относительно стабильной добычей текучей среды, но не подходит для условий нестабильной добычи текучей среды, возникающих во время испытаний нефти и газа. Кроме того, на этапе испытаний нефти и газа давление внутри трубопровода обычно высокое, а добытые текучие среды часто содержат твердые фазы нефти. Частое открытие и закрытие клапанов может вызвать сильные гидроудары, а компоненты клапанов также подвержены эрозии и износу, что в тяжелых случаях может привести к опасным утечкам газа.
Для решения вышеупомянутых проблем в настоящем изобретении предложен способ и устройство измерения многофазного потока с помощью магнитного резонанса, специально разработанные для испытаний нефти и газа. Это позволяет применить технологию магнитного резонанса к этому уникальному сценарию испытаний нефти и газа, обеспечивая онлайн-измерение и анализ многофазных потоков. В частности, используется технология магнитного резонанса (magnetic resonance, MR), распространенная методика анализа компонентов жидкостей внутри помещений, известная своими неинтрузивными, экологически чистыми, эффективными и точными методами измерения. В настоящее время эта технология применяется в промышленных условиях для онлайн-измерения сложных смешанно-фазовых текучих сред. Ядерно-магнитно-резонансный измеритель многофазного потока, разработанный на этом фоне, знаменует собой первое применение технологии MR в области измерения нефти и газа.
Фиг. 1 представляет собой структурную схему системы измерения многофазного потока согласно одному варианту осуществления изобретения. Как показано на фиг.1, вариант осуществления изобретения предлагает систему измерения многофазного потока, включающую в себя: магнитно-резонансный измеритель многофазного потока 1 и коллекторную систему, которая сконфигурирована соответствующим образом; при этом коллекторная система включает в себя множество регулирующих клапанов и соединительный трубопровод и выполнена с возможностью управления потоком соответствующей текучей среды через магнитно-резонансный измеритель многофазного потока 1; магнитно-резонансный измеритель многофазного потока 1 включает в себя множество магнитных структур, которые распределены с интервалами в осевом направлении магнитно-резонансного измерителя многофазного потока 1 и выполнены с возможностью намагничивания текучей среды; и магнитно-резонансный измеритель многофазного потока 1 дополнительно включает в себя две измерительные антенны, которые распределены с интервалами в осевом направлении магнитно-резонансного измерителя многофазного потока 1 и выполнены с возможностью выполнения обнаружения фазового состояния намагниченной текучей среды.
Предпочтительно, коллекторная система включает в себя: четыре трехходовых клапана, один двухходовой клапан 3 и один предохранительный клапан 7 ограничения давления; при этом система измерения многофазного потока включает в себя: измерительную магистраль и измерительную ветвь; при этом измерительная магистраль последовательно подсоединяется к первому трехходовому клапану 2, двухходовому клапану 3, магнитно-резонансному многофазному измерителю 1, второму трехходовому клапану 4 и третьему трехходовому клапану 5; измерительная ветвь включает в себя четвертый трехходовой клапан 6 и предохранительный клапан 7 ограничения давления; измерительная ветвь соединена параллельно с измерительной ветвью через третий порт первого трехходового клапана 2, третий порт второго трехходового клапана 4 и третий порт третьего трехходового клапана 5.
В варианте осуществления настоящего изобретения обычный магнитно-резонансный измеритель многофазного потока 1 имеет риск выхода из строя клапана во время испытаний на нефть и газ, что может привести к ухудшению или даже засорению потока текучей среды в трубопроводе, вызывая серьезные аварии с утечками и тому подобное. Существует необходимость спроектировать структуру отвода, которая эффективно справляется с проблемой избыточного давления из-за выхода из строя клапана, не влияя при этом на нормальную производственную деятельность на месторождении, тем самым увеличивая диапазон применения измерителя и снижая риски безопасности.
Предпочтительно, открытые и закрытые состояния клапана множества клапанов коллекторной системы определяются обнаруженным состоянием текучей среды; при этом, если обнаружено, что текучая среда находится в состоянии потока: первый трехходовой клапан 2, третий трехходовой клапан 5 и четвертый трехходовой клапан 6 находятся в трехходовом состоянии; второй трехходовой клапан 4 находится в горизонтальном двухходовом состоянии; двухходовой клапан 3 находится в открытом состоянии; предохранительный клапан 7 ограничения давления находится в закрытом состоянии; если обнаружено, что текучая среда находится в статическом состоянии: первый трехходовой клапан 2, третий трехходовой клапан 5 и четвертый трехходовой клапан 6 находятся в трехходовом состоянии; второй трехходовой клапан 4 находится в состоянии, в котором конец для выхода текучей среды, соединенный с магнитно-резонансным многофазным измерителем 1, закрыт, а два оставшихся конца находятся в открытом состоянии; и двухходовой клапан 3 находится в закрытом состоянии; предохранительный клапан 7 ограничения давления находится в состоянии активации; при этом условием срабатывания предохранительного клапана 7 ограничения давления является то, что давление внутри соединительного трубопровода превышает заданное пороговое значение.
В настоящем варианте осуществления предпочтительно первый трехходовой клапан 2, третий трехходовой клапан 5 и четвертый трехходовой клапан 6 являются ручными клапанами; второй трехходовой клапан 4 представляет собой клапан с электрическим управлением; двухходовой клапан 3 представляет собой клапан с электрическим управлением. Тогда настоящая конструкция отводного трубопровода включает в себя три ручных трехходовых клапана, один трехходовой электрический клапан, один двухходовой клапан с электрическим управлением и один предохранительный клапан 7 ограничения давления. Когда система выполняет измерение потока, все три ручных клапана находятся в трехходовом состоянии, трехходовой клапан с электрическим управлением открыт в горизонтальном направлении, а двухходовой клапан 3 находится в открытом состоянии. Давление внутри трубопровода ниже давления срабатывания предохранительного клапана ограничения давления, предохранительный клапан находится в закрытом состоянии; затем текучая среда может протекать через измеритель многофазного потока для измерения потока. Когда система выполняет статическое измерение, все три ручных клапана находятся в трехходовом состоянии, трехходовой клапан с электрическим управлением открыт в вертикальном и правом направлениях, а двухходовой клапан 3 находится в закрытом состоянии. Давление внутри трубопровода ниже давления срабатывания предохранительного клапана ограничения давления, предохранительный клапан находится в закрытом состоянии; текучая среда в измерителе теперь находится в статическом состоянии и протекает через ветвь коллекторной системы.
Когда два клапана с электрическим управлением не работают плавно или не синхронно, а давление в трубопроводе колеблется или повышается, давление превышает давление срабатывания предохранительного клапана ограничения давления, и предохранительный клапан автоматически открывается для сброса давления в ответвленный трубопровод, чтобы давление в трубопроводе можно было контролировать в безопасном диапазоне.
При проведении технического обслуживания оборудования в системе третий трехходовой клапан 5 открыт в вертикальном и правом направлениях, четвертый трехходовой клапан 6 открыт в горизонтальном направлении и первый трехходовой клапан 2 открыт в вертикальном и левом направлениях. Предохранительный клапан автоматически открывается, и в это время текучая среда протекает через ветвь коллекторной системы, позволяя выполнять операции по техническому обслуживанию измерителя многофазного потока, клапанов и другого оборудования.
Предпочтительно, как показано на фиг.2, обе измерительные антенны расположены во второй осевой половине магнитно-резонансного измерителя многофазного потока 1 в качестве зондирующей секции магнитно-резонансного измерителя многофазного потока 1; первая половина магнитно-резонансного измерителя многофазного потока 1 представляет собой поляризующую секцию.
Предпочтительно, множество магнитных структур, расположенных в поляризующей секции, расположены близко друг к другу; множество магнитных структур, расположенных в зондирующей зоне, расположены с равными интервалами; при этом магнитные структуры представляют собой кольцевые магнитные структуры или магнитные структуры Хальбаха.
В варианте осуществления изобретения скорость потока текучей среды относительно высока на этапе испытания нефти и газа, а время прохождения текучей среды в магнит до тех пор, пока она не достигнет антенны, относительно короткое, то есть время намагничивания коротко и эффективность намагничивания низкая, что приводит к низкой амплитуде собранного сигнала и низкому отношению сигнал/шум, что влияет на точность измерений. Следовательно, необходимо повысить эффективность намагничивания текучей среды. Здесь есть два способа: один - уменьшить скорость потока, а другой - увеличить напряженность статического магнитного поля. Первое можно реализовать за счет увеличения внутреннего диаметра трубопровода, но здесь возникает множество инженерных проблем. Например, во время испытания газа внезапное изменение диаметра трубопровода приведет к значительному изменению температуры газа под высоким давлением, что повлияет на точность измерений. При этом больший трубопровод означает больший объем магнита, стоимость также увеличивается. Последнее необходимо реализовать путем установки сверхполяризованной магнитной секции. Сверхполяризованная магнитная секция, используемая при производстве магнитно-резонансного измерителя многофазного потока 1 для измерения, имеет конструкцию многокольцевого магнита, а небольшой магнит размещается снаружи существующего магнитного кольца для улучшения напряженности магнитного поля, но это способ имеет две проблемы с отображением. Во-первых, объем магнита в сверхполяризованной секции увеличивается, и общий объем зонда увеличивается. Кроме того, размер магнита в сверхполяризованной магнитной секции отличается от размера зондирующей секции, что требует отдельного открытия и обработки формы, а стоимость относительно высока. Для решения этой проблемы в этом случае предлагается новое решение для с верхполяризованного магнита. То есть зонд магнитно-резонансного измерителя многофазного потока для испытаний нефти и газа имеет конструкцию многокольцевого магнита, каждый кольцевой магнит одинаков, а длина намагничивания текучей среды увеличивается за счет установления расстояния между кольцами. В этой конструкции нет промежутка между магнитными кольцами в секции предварительной поляризации, так что напряженность магнитного поля улучшается, в то время как в зондирующей секции расстояние сохраняется. Поскольку все магнитные кольца полностью одинаковы, стоимость обработки невелика, а пространство для регулировки на более позднем этапе велико. Магнитное кольцо может иметь структуру кольцевого магнита или магнита Хальбаха, что не влияет на реализацию настоящего случая.
Фиг. 3 представляет собой блок-схему этапов способа измерения многофазного потока согласно варианту осуществления настоящего изобретения. Как показано на фиг.3, вариант осуществления настоящего изобретения предлагает способ измерения многофазного потока, включающий в себя:
Этап S10: в соответствии с выбранными требованиями к измерению и с использованием соответствующего способа измерения измеряется параметр фазового состояния текучей среды.
В частности, это изобретение используется в области испытаний нефти и газа, где основное обнаружение включает два фазовых состояния: жидкую фазу и газовую фазу. Различные способы обнаружения предварительно настроены в соответствии с различными требованиями к обнаружению. Двумя наиболее важными требованиями к обнаружению являются способы обнаружения обводненности текучей среды и способы измерения газовой фазы. Эти способы соответствуют характеристикам нефтяных и газовых пластов, проверяют правильность понимания и интерпретации пластов, оценивают ценность разработки нефтяных пластов, определяют систему горных работ. Например, если необходимо обнаружение обводненности в текучей среды, подлежащей измерению, будет активирована соответствующая кнопка обнаружения обводненности. Если имеются оба требования к измерениям, измерения обводненности и газовой фазы будут проводиться одно за другим в соответствии с требованиями к измерениям.
Этап S20: отраженные сигналы текучей среды одновременно собираются с помощью двух измерительных антенн.
В частности, разные способы обнаружения выполняются в ответ на разные требования к обнаружению. Для измерения обводненности сначала две антенны одновременно излучают последовательности импульсов CPMG и собирают последовательности эхо-сигналов. Предпочтительно, чтобы интервал эхо-сигнала, используемый на этом этапе, был как можно меньшим, предпочтительно 200 микросекунд. Каждый импульс генерирует эхо, и последовательность эхо-сигналов, соответствующая каждой измерительной антенне, получается на основе последовательности импульсов. Затем, на основе временной последовательности, две последовательности эхо-сигналов подбираются для получения двух соответствующих подобранных кривых. Поскольку сигналы газовой фазы и сигналы твердой фазы быстро затухают в течение очень короткого периода времени, все остальные сигналы происходят из жидкой фазы. Поэтому при сборе обводненности жидкой фазы необходимо обеспечить, чтобы все сигналы были получены из жидкой фазы. Это означает, что в качестве сигнала оценки следует выбирать амплитуду по истечении заданного времени. Заданное время должно быть достаточно продолжительным, чтобы обеспечить затухание сигналов как газовой фазы, так и твердой фазы. Следовательно, этот этап должен быть больше 1 мс. Предпочтительно, чтобы амплитуды двух подобранных кривых при 1 мс получали напрямую, а обводненность и нефтесодержание рассчитывали на основе соотношения этих двух амплитуд. Согласно принципам ядерного магнитного резонанса мы знаем, что при исследовании ядер Н содержание протонов Н в пробе прямо пропорционально величине сигнала. Макроскопически для пробы одного и того же типа, чем больше ее масса, тем сильнее будет сигнал. Это основа нашего количественного исследования. Перед экспериментом нам нужно только подготовить несколько стандартных проб с известным содержанием, чтобы получить линейную зависимость между их содержанием и величиной сигнала. Имея дело с подобными неизвестными пробами, мы можем измерить их сигнальные величины при тех же параметрах и точно и быстро получить их содержимое, используя соответствующее соотношение из стандартной кривой. Соответственно, исходя из правил исследования ядер Н, мы не можем напрямую получить количество протонов Н в нефти и газе. Однако количество воды и нефти в текучей среде, подлежащей измерению, можно рассчитать посредством измерений обводненности и содержания нефти.
Что касается способа измерения газовой фазы, поскольку сигнал быстро затухает, его невозможно измерить с помощью способа измерения обводненности. Поэтому необходимо предварительно установить шкалу устройства. Заданная шкала устройства включает в себя: шкалу водородного индекса нефти, шкалу водородного индекса природного газа, шкалу длины двух измерительных антенн, шкалу длины эффективной площади магнитных структур на передних концах двух измерительных антенн. Заданную шкалу можно использовать как стандартное правило, и измерения газовой фазы можно проводить на основе этого стандартного правила.
Когда шкала водородного индекса нефти задана, проба текучей среды, подлежащая обнаружению, отбирается на месте, а затем соответствующие первые амплитуды М(0)oil и M(0)water последовательности эхо-сигналов измеряются с использованием пробы нефти, взятой на месте, и пробы чистой воды того же объема, а водородный индекс HIoil нефти получают в соответствии с полученными амплитудами, который рассчитывают как:
При предварительной установке шкалы водородного индекса природного газа существуют различные способы, в том числе:
1) Проба текучей среды, подлежащая обнаружению, отбирается на месте. Затем проба нефти и проба чистой воды одинакового объема на месте используются для измерения первых амплитуд M(0)oil и M(0)water последовательности эхо-сигналов соответственно. Аналогично способу задания шкалы водородного индекса нефти можно получить соответствующий водородный индекс для природного газа. Поскольку на газы сильно влияют температура и давление, параметры температуры и давления регулируются в заданном диапазоне, и водородный индекс природного газа при каждом условии температуры и давления получается отдельно.
2) Прямая калибровка на месте: газ в полной трубе подается на месте, и клапан переводится в статическое состояние. Считываются данные о температуре и давлении и измеряется первая амплитуда. В то же время также измеряется первая амплитуда воды в полной трубе и калибруется водородный индекс HIgas природного газа под текущим давлением.
3) Прямая калибровка на месте: для калибровки добывающих скважин на месте (с относительно фиксированными соотношениями нефти, газа и воды) клапан переводится в статическое состояние и считываются данные о температуре и давлении. Спектр Т2 измеряется для идентификации пика газа, и первая амплитуда последовательности эхо-сигналов получается посредством прямого моделирования. В сочетании с содержанием газа, обеспечиваемой нефтяным месторождением, можно получить водородный индекс HIgas природного газа.
При предварительной установке шкалы длины двух измерительных антенн вода подается с известной фиксированной скоростью потока. Приблизительная длина антенны устанавливается в интерфейсе программного обеспечения спектрометра. Предпочтительно, скорость ядерного магнитного потока рассчитывается на основе скорости затухания первых 50 мс последовательности эхо-сигналов, собранных посредством последовательности импульсов CPMG. Путем корректировки установленных данных о длине антенны, когда измеренная скорость потока соответствует фактической скорости потока, установленные данные о длине антенны представляют фактическую эффективную длину антенны.
При предварительной установке шкалы длины эффективной области магнитных структур на передних концах двух измерительных антенн вода подается с фиксированной скоростью потока. Первые амплитуды М(t)A и М(t')B последовательности эхо-сигналов от двух антенн собираются отдельно с использованием режима потока спектрометра. Затем клапан закрывается и питание клапана отключается. Первые амплитуды М(0)A и М(0)B последовательности эхо-сигналов от двух антенн собираются снова с использованием режима потока. Предварительно установленное соотношение используется для определения времени, необходимого для намагничивания текучей среды, подлежащей намагничиванию, после входа в магнит и ее протекания в две антенны. Предварительно установленное соотношение следующее:
Комбинируя заданную скорость потока, можно рассчитать шкалу эффективной области длины магнитных структур на передних концах двух измерительных антенн.
После завершения предварительной установки шкалы можно выполнить измерение содержания газа. Во-первых, поскольку трубопровод для текучей среды содержит только жидкую фазу и природный газ, всегда справедливо следующее уравнение:
Rgas+Rliquid=1
При этом Rliquid=Rwater+Roil - относительное содержание жидкой фазы; Rgas - относительное содержания газовой фазы. В этот момент первая амплитуда сигнала многофазного потока, собранная первичной антенной, равна Mmix, что выражается как:
Mmix=Rgas*Mgas+Rliquid*Mliquid
При этом Mmix представляет собой измеренную первую амплитуду сигнала многофазного потока; Mgas - первая амплитуда сигнала многофазного потока, отмеченная шкалой водородного индекса природного газа; Mliquid - первая амплитуда сигнала при заполнении соединительного трубопровода жидкофазной текучей средой с текущим водонефтяным фактором. Его выражение:
Mliquid=Rwater*Mwater+Roil*Moil=Rwater*Mwater+(1-Rwater)*Mwater*HIoil
Mwater и Moil представляют собой первые амплитуды сигналов последовательности эхо-сигналов, когда труба заполнена водой и нефтью соответственно. На основе приведенного выше соотношения преобразования можно получить относительное содержания газовой фазы. Однако полученное здесь относительное содержания газовой фазы представляет собой объемную долю газа в рабочих условиях, и его необходимо преобразовать в объемную долю газа в стандартных условиях на основе температуры, давления и состава газа внутри трубы.
В одном варианте осуществления способ также включает в себя способ измерения скорости потока. На этапе испытаний нефти и газа скорость потока текучей среды относительно высока и скорость потока высокая, поэтому требуется более высокая частота измерений из-за сложного состояния потока. Однако сигналы магнитного резонанса чрезвычайно слабы (уровень нВ) и могут быть легко подавлены электронным шумом. Поэтому магнитно-резонансные измерения часто требуют повторных измерений сигналов и их накопления для получения более высокого отношения сигнал/шум. Но множественные испытания с накоплением предполагают более длительное время однократного измерения, что, очевидно, противоречиво. Таким образом, данное изобретение предлагает способ измерения скорости потока, основанный на однократном накоплении сигналов от двух антенн. Во-первых, две измерительные антенны одновременно излучают последовательности импульсов CPMG и собирают последовательности эхо-сигналов. Последовательности эхо-сигналов двух измерительных антенн подбираются отдельно для получения двух подобранных кривых. Амплитуды двух подобранных кривых в заданные моменты времени извлекаются, и обводненность и нефтесодержание в текущей текучей среде получают на основе соотношения амплитуд двух подобранных кривых в один и тот же момент.
Этап S30: параметр фазового состояния текучей среды считывается в соответствии с собранными отраженными сигналами и заданной шкалой устройства.
В частности, согласно способам обнаружения различных требований обнаружения, упомянутым на этапе S20, сигналы обнаружения, соответствующие требованиям, собираются, и результаты обнаружения требований выводятся в соответствии с соответствующими сигналами обнаружения, чтобы реализовать идею выполнения обнаружения проб нефти и газа с помощью технологии ядерного магнитного резонанса.
Варианты осуществления настоящего изобретения также предлагают машиночитаемый носитель данных, на котором хранятся инструкции, которые при запуске на компьютере заставляют компьютер выполнять описанный выше способ измерения многофазного потока.
Специалистам в данной области техники будет понятно, что все или часть этапов способа реализации вышеописанных вариантов осуществления могут быть выполнены путем подачи инструкций соответствующему аппаратному обеспечению посредством программы, хранящейся на носителе данных, включая ряд инструкций, чтобы вызвать один чип, чип или процессор для выполнения всех или части этапов способа согласно различным вариантам осуществления настоящего изобретения. Вышеупомянутый носитель данных включает в себя различные носители, которые могут хранить программные коды, такие как U-диск, мобильный жесткий диск, постоянное запоминающее устройство (ПЗУ, ROM, Read-Only Memory), оперативное запоминающее устройство (ОЗУ, RAM, Random Access Memory), магнитный диск или оптический диск.
Описанные выше альтернативные варианты осуществления настоящего изобретения подробно описаны вместе с прилагаемыми чертежами. Однако варианты осуществления настоящего изобретения не ограничиваются конкретными деталями вышеупомянутых вариантов осуществления. В пределах объема технической концепции вариантов осуществления настоящего изобретения может быть реализовано множество простых вариантов технических решений вариантов осуществления настоящего изобретения, и эти простые варианты попадают в объем защиты вариантов осуществления настоящего изобретения.. Следует также отметить, что каждый из конкретных технических признаков, описанных в представленных выше конкретных вариантах осуществления, может комбинироваться любым подходящим образом, не будучи противоречивым. Во избежание ненужного дублирования варианты осуществления настоящего изобретения отдельно не описывают различные возможные комбинации.
Кроме того, также может быть осуществлена любая комбинация между различными вариантами осуществления настоящего изобретения, до тех пор, пока она не нарушает идею вариантов осуществления настоящего изобретения, ее также следует рассматривать как содержание, раскрытое в вариантах осуществления настоящего изобретения.
Система измерения многофазного потока, содержащая магнитно-резонансный измеритель (1) многофазного потока и коллекторную систему, которая сконфигурирована соответствующим образом, при этом коллекторная система содержит множество регулирующих клапанов и соединительный трубопровод и выполнена с возможностью управления протеканием соответствующей текучей среды через магнитно-резонансный измеритель (1) многофазного потока; и магнитно-резонансный измеритель (1) многофазного потока содержит множество магнитных структур, которые распределены с интервалами в осевом направлении магнитно-резонансного измерителя (1) многофазного потока и выполнены с возможностью намагничивания текучей среды, и дополнительно содержит две измерительные антенны, которые распределены с интервалами в осевом направлении магнитно-резонансного измерителя (1) многофазного потока и выполнены с возможностью определения фазового состояния намагниченной текучей среды. Способ измерения многофазного потока реализован на основе системы измерения многофазного потока и включает в себя: в соответствии с выбранными требованиями измерения и с использованием соответствующего способа измерения, измерение параметра фазового состояния текучей среды, при этом параметр фазового состояния представляет собой параметр содержания или скорости целевого фазового состояния; одновременный сбор отраженных сигналов текучей среды посредством двух измерительных антенн; и считывание параметра фазового состояния текучей среды в соответствии с собранными отраженными сигналами и заданной шкалой устройства. Технический результат – повышение точности измерения многофазного потока. 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 3 ил.
1. Система измерения многофазного потока, содержащая магнитно-резонансный измеритель многофазного потока и соответственно сконфигурированную коллекторную систему;
коллекторная система содержит множество регулирующих клапанов и соединительный трубопровод и выполнена с возможностью управления соответствующим потоком текучей среды через магнитно-резонансный измеритель многофазного потока;
коллекторная система содержит измерительную магистраль и измерительную ветвь;
измерительная магистраль образована путем последовательного соединения следующих компонентов: первого трехходового клапана (2), двухходового клапана (3), второго трехходового клапана (4) и третьего трехходового клапана (5); и
магнитно-резонансный измеритель (1) многофазного потока расположен между двухходовым клапаном (3) и вторым трехходовым клапаном (4);
измерительная ветвь содержит четвертый трехходовой клапан (6) и предохранительный клапан (7) ограничения давления; и
измерительная ветвь соединена параллельно с измерительной магистралью через третий порт первого трехходового клапана (2), третий порт второго трехходового клапана (4) и третий порт третьего трехходового клапана (5);
магнитно-резонансный измеритель многофазного потока содержит множество магнитных структур, которые распределены с интервалами в осевом направлении магнитно-резонансного измерителя многофазного потока и выполнены с возможностью намагничивания текучей среды; и
магнитно-резонансный измеритель многофазного потока дополнительно содержит две измерительные антенны, которые распределены с интервалами в осевом направлении магнитно-резонансного измерителя многофазного потока и выполнены с возможностью обнаружения фазового состояния намагниченной текучей среды.
2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что состояния открытия и закрытия первого трехходового клапана (2), второго трехходового клапана (4), третьего трехходового клапана (5) и четвертого трехходового клапана (6) определяются обнаруженным состоянием текучей среды; при этом,
если обнаружено, что текучая среда находится в состоянии потока: первый трехходовой клапан (2), третий трехходовой клапан (5) и четвертый трехходовой клапан (6) находятся в трехходовом состоянии; второй трехходовой клапан (4) находится в горизонтальном двухходовом состоянии; двухходовой клапан (3) находится в открытом состоянии; предохранительный клапан (7) ограничения давления находится в закрытом состоянии;
если обнаружено, что текучая среда находится в статическом состоянии: первый трехходовой клапан (2), третий трехходовой клапан (5) и четвертый трехходовой клапан (6) находятся в трехходовом состоянии; второй трехходовой клапан (4) находится в состоянии, в котором конец для выхода текучей среды, соединенный с магнитно-резонансным многофазным измерителем (1) многофазного потока, закрыт, а два оставшихся конца находятся в открытом состоянии; и
двухходовой клапан (3) находится в закрытом состоянии; предохранительный клапан (7) ограничения давления находится в состоянии активации; при этом условием активации предохранительного клапана (7) ограничения давления является то, что давление внутри соединительного трубопровода превышает заданное пороговое значение.
3. Система по п. 1, отличающаяся тем, что заднюю в осевом направлении половину магнитно-резонансного измерителя (1) многофазного потока используют в качестве зондирующей секции, а переднюю в осевом направлении половину магнитно-резонансного измерителя (1) многофазного потока используют в качестве поляризующей секции; и
система измерения многофазного потока дополнительно содержит: две измерительные антенны; обе измерительные антенны расположены в зондирующей секции магнитно-резонансного измерителя (1) многофазного потока.
4. Система по п. 3, отличающаяся тем, что магнитные структуры представляют собой кольцевые магнитные структуры или магнитные структуры Хальбаха;
магнитные структуры, расположенные в поляризующей секции магнитно-резонансного измерителя (1) многофазного потока, расположены в контактном соединении; и
магнитные структуры, расположенные в зондирующей секции магнитно-резонансного измерителя (1) многофазного потока, расположены с равными интервалами.
5. Способ измерения многофазного потока на основе системы измерения многофазного потока по любому из пп. 1-4, причем способ включает в себя:
в соответствии с выбранными требованиями измерения и с использованием соответствующего способа измерения, измерение параметра фазового состояния текучей среды; при этом параметр фазового состояния представляет собой параметр содержания или параметр скорости целевого фазового состояния;
одновременный сбор отраженных сигналов текучей среды посредством двух измерительных антенн; и
считывание параметра фазового состояния текучей среды согласно собранным отраженным сигналам и заданной шкале устройства.
6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что способ измерения включает в себя: способ измерения обводненности, способ измерения газовой фазы и способ измерения скорости потока.
7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что способ измерения обводненности включает в себя:
сбор последовательностей эхосигналов последовательностей импульсов CPMG, передаваемых двумя измерительными антеннами одновременно;
подгонку последовательностей эхосигналов двух измерительных антенн, соответственно, для получения соответствующих подобранных кривых;
извлечение величин двух подобранных кривых, соответственно, в заданный момент; и,
в зависимости от соотношения величин двух подобранных кривых в один и тот же момент получение обводненности и нефтесодержания текущей текучей среды.
8. Способ по п. 6, отличающийся тем, что заданная шкала устройства включает в себя:
шкалу водородного индекса нефти, шкалу водородного индекса природного газа, шкалу длины двух измерительных антенн, шкалу длины эффективной площади магнитных структур на передних концах двух измерительных антенн.
9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что он дополнительно включает в себя:
построение заданной шкалы устройства, включающей в себя построение шкалы водородного индекса нефти и построение шкалы водородного индекса природного газа; при этом
построение водородного индекса нефти включает в себя:
сбор пробы текучей среды, получение обводненности и нефтесодержания пробы текучей среды, получение шкалы водородного индекса для нефти пробы текучей среды из обводненности и нефтесодержания пробы текучей среды; и
построение шкалы водородного индекса природного газа включает в себя:
измерение обводненности и нефтесодержания в пробе текучей среды при различных температурах и давлениях, получение шкалы водородного индекса природного газа пробы, подлежащей измерению, в зависимости от обводненности и нефтесодержания в пробе текучей среды при различных температурах и давлениях; или
заполнение магнитно-резонансного измерителя (1) многофазного потока пробой текучей среды и водой соответственно, получение измеренной первой амплитуды пробы текучей среды и измеренной первой амплитуды воды при условии, что текучая среда находится в статическом состоянии, и получение шкалы водородного индекса природного газа на основе соотношения этих двух показателей.
10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что способ измерения газовой фазы включает в себя:
получение первой амплитуды сигнала многофазного потока, собранного любой из измерительных антенн;
получение относительного содержания газовой фазы в соответствии с первой амплитудой сигнала многофазного потока и заданным соотношением преобразования первой амплитуды сигнала к относительному содержанию газовой фазы, при этом соотношение преобразования представляет собой:
Rgas+Rliquid=1
Mmix=Rgas*Mgas+Rliquid*Mliquid
Mliquid=Rwater*Mwater+Roil*Moil=Rwater*Mwater+(1-Rwater)*Mwater*HIoil,
где Mmix представляет собой измеренную первую амплитуду сигнала многофазного потока;
Rgas - относительное содержание газовой фазы;
Mgas - первая амплитуда сигнала многофазного потока, отмеченная шкалой водородного индекса природного газа;
Rliquid=Rwater+Roil - относительное содержание жидкой фазы;
Mliquid - первая амплитуда сигнала при заполнении соединительного трубопровода жидкофазной текучей средой с текущим водонефтяным фактором;
Mwater - первая амплитуда сигнала при заполнении соединительного трубопровода нефтью;
HIoil - шкала водородного индекса масла и получение объемной доли газа в стандартных рабочих условиях в соответствии с относительным содержанием газовой фазы и использование полученной объемной доли газа в качестве результата измерения газовой фазы.
11. Способ по п. 6, отличающийся тем, что перед выполнением способа измерения расхода способ дополнительно включает в себя:
выполнение суперпозиции данных последовательности эхосигналов, измеренных двумя измерительными антеннами, включающее в себя:
извлечение данных последовательности эхосигналов, измеренных двумя измерительными антеннами, при этом последовательности импульсов CPMG, подаваемые двумя измерительными антеннами, идентичны по количеству импульсов и разносу эхосигналов, а разность фаз составляет 180°; и
умножение всех данных последовательности эхосигналов одной из измерительных антенн на волновое число эха для получения обработанных данных последовательности эхосигналов для измерительной антенны, накопление обработанных данных последовательности эхосигналов для измерительной антенны с данными последовательности эхосигналов для другой измерительной антенны и выполнение измерения расхода текучей среды на основе накопленных данных последовательности эхосигналов.
12. Машиночитаемый носитель данных, на котором хранятся инструкции, которые при запуске на компьютере заставляют компьютер выполнять способ измерения многофазного потока по любому из пп. 5-11.
| CN 107525553 B, 06.09.2019 | |||
| CN 108680212 B, 07.01.2020 | |||
| CN 109115821 A, 01.01.2019 | |||
| WO 2006132819 A3, 14.12.2006. |
