СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФАЗОВЫХ ДЕБИТОВ МНОГОФАЗНОГО ПОТОКА ДОБЫВАЕМОГО УГЛЕВОДОРОДА
METHOD FOR DETERMINING THE PHASE FLOW RATES OF A MULTIPHASE FLOW OF PRODUCED HYDROCARBON

Изобретение относится к области добычи углеводородов, в частности, к качественной и количественной оценке многофазных потоков в нефтяных скважинах посредством распределенных измерений.
Добываемые углеводороды обычно состоят из нескольких фаз, таких как нефть, газ и вода. Также может присутствовать твердая фракция. Измерение и понимание свойств потока, включая свойства отдельных фаз, имеют большое значение для эффективного управления скважиной.
Стандартный каротаж добычи основан на использовании каротажных зондов (см., например, Miklashevskiy, D. et al., Field Experience of Integrating Distributed Thermal Anemometer Data Analysis into Production Log Interpretation Workflows, SPE196957, SPE Russian Petroleum Technology Conference, 2019), оснащенных комбинациями различных сенсоров, таких, как спиннеры, датчики электромагнитного импеданса, фотоэлектрические датчики, термоанемометры, с целью получения измерений, относящихся к фиксированной глубине скважины, которые потом повторяются для множества глубин вдоль скважины. Спиннеры дают информацию о скорости потока вдоль оси скважины, а другие сенсоры позволяют оценивать как фазовый состав потока, так и его геометрическое распределение в попереченом сечении скважины. По этим данным затем рассчитываются полный и фазовый дебиты потока.
В зависимости от особенностей потока (дебит, фазовый состав, наклон скважины),тот или иной набор сенсоров оказывается более подходящим. Будучи достаточно точными в стандартных условиях, каротажные методы имеют свои ограничения, в частности, необходимость останавливать добычу как минимум на несколько часов во время каротажных работ. Другое ограничение состоит в невозможности получить мгновенный снимок распределения потока по всей скважине, что может быть особенно неудобно в случае длинных продуктивных пластов с нерегулярным по времени дебитом.
Современной альтернативой стандартному канатному каротажу, способной частично снять присущие ему ограничения, являются распределенные измерения на размещенном вдоль исследуемого участка оптоволоконном кабеле. Измерения проводятся на защищенном кабеле, содержащем как минимум одну оптоволоконную линию и расположенном вдоль исследуемого интервала, посредством опроса линии последовательностью лазерных импульсов с частотой, достигающей десятков тысяч раз в секунду. Отражения импульсов от неоднородностей оптоволокна чувствительны к локальной температуре и вибрациям, таким образом, каждую долю миллисекунды становится возможным получение мгновенного снимка распределения температуры и состояния растяжения кабеля по всему кабелю. Оптоволоконные кабели могут быть использованы в качестве датчиков для распределенного измерения температуры - DTS (Distributed Temperature Sensing) и для измерения вибраций -распределенных акустических измерений DAS (Distributed Acoustic Sensing).
Наличие оптоволоконного кабеля DTS (распределенный температурный датчик) в скважине делает возможным определение распределения дебита по стволу скважины посредством сравнения распределения температуры вдоль скважины с моделью многофазного течения в скважине, учитывающей термодинамические эффекты, такой, например, как включенной в программное обеспечение Therma, продукта компании Шлюмберже для интерпретации температуры потока в скважине (см., например, Dmitry Kortukov, Valery Shako, Thibault Pringuey, Alexander Savenko, Jacques Haus, Lev Kotlyar, and Georgy Malaniya, Fiber Optic Measurements as Real Time PLT with New Transient Interpretation, SPE-196272-MS).
Наличие оптоволоконного DAS кабеля (распределенный акустический датчик) в скважине также позволяет характеризовать поток, в частности, определить полный дебит и фазовый состав (см., например, Miklashevskiy, D. et al., Approach for Wellbore Production Monitoring Using Distributed Acoustic Noise Measurements, IPTC-20125-Abstract, International Petroleum Technology Conference, 2020). Определяют уровни шума потока в различных частотных диапазонах и сравнивают его с экспериментальными и теоретическими корреляциями, устанавливающими зависимость шума потока от его общего дебита и фазового состава. Ограниченность этого метода проявляется, в частности, в случаях низких скоростей потока и соответственно низких уровнях шума. Кроме того, можно использовать техники машинного обучения для настройки модели распознавания свойств потока на основе статистических свойств шума. Ограниченность этого метода проявляется, в частности, в сильной зависимости обученной модели от режима течения, что может приводить к неприменимости модели вне режимов, характерных для обучающей выборки.
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении возможности определения фазовых дебитов (воды и нефти) многофазного потока добываемого углеводорода с достаточно высокой точностью за счет комбинации двух систем измерений на основе оптоволоконных кабелей.
Указанный технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом определения фазовых дебитов многофазного потока добываемого углеводорода вдоль исследуемого интервала скважины размещают две линии оптоволоконных кабелей, один из которых является одномодовым и представляет собой распределенный акустический датчик, а другой является многомодовым и представляет собой распределенный датчик температуры. Используя отраженные сигналы от распределенного датчика температуры определяют базовый температурный сигнал путем выделения низкочастотной компоненты данных, полученных от распределенного датчика температуры. Используя отраженные сигналы от распределенного акустического датчика определяют высокочастотную относительную деформацию распределенного акустического датчика и низкочастотную вариацию фазы отраженного сигнала. На основе высокочастотной относительной деформации распределенного акустического датчика определяют полный дебит потока. Определяют вариации температуры вдоль кабеля или во времени и на основе комбинирования вариаций температуры, полученных на основе низкочастотной вариации фазы отраженного сигнала от распределенного акустического датчика, с базовым температурным сигналом, полученным выделением низкочастотной компоненты данных, полученных от распределенного датчика температуры, получают высокоточные значения температуры. Посредством гидродинамического моделирования многофазного течения с учетом равенства полного дебита полному дебиту, определенному на основе высокочастотной относительной деформации распределенного акустического датчика, определяют модельную температуру. Сравнивают высокоточные значения температуры, полученные комбинированием базового температурного сигнала от распределенного датчика температуры и низкочастотной вариации фазы отраженного сигнала от распределенного акустического датчика, с модельной температурой и, в результате многократного подбора параметров модели, обеспечивающих наилучшее совпадение высокоточной температуры с модельной температурой, получают распределение дебита каждой из фаз в каждой точке исследуемого интервала в каждый момент времени.
*
Изобретения поясняется чертежами, где на Фиг. 1 представлена общая схема системы измерений на основе оптоволоконного кабеля; на Фиг. 2 - блок-схема получения данных на основе опроса оптоволоконных кабелей DAS и DTS в соответствии с предлагаемым способом определения фазовых дебитов многофазного потока, на Фиг. 3 приведены профили температуры от DTS кабеля, соответствующие моментам времени 4-х этапов полевого теста, на Фиг. 4а и 4b показана временная зависимость профилей DTGS (низко-частотной компоненты DAS), DTS и восстановленной из них высокоточной температуры Т на 2-х глубинах, на Фиг. 5 показан спектр сигнала DAS в один из моментов времени, усредненный в диапазоне 500-2000 Гц, в зависимости от глубины в скважине, на Фиг. 6 приведены многофазные дебиты, восстановленные путем совместной интерпретации данных DTS и DAS.
Предлагаемый способ определения фазовых дебитов многофазного потока основан на комбинации двух систем измерений - DAS и DTS. В соответствии с предлагаемым способом вдоль исследуемого интервала скважины размещают две линии оптоволокна, предпочтительно одну линию вдоль другой.
Одна из линий является одномодовой и представляет собой распределенный акустический датчик, DAS, который служит для измерения вибраций. Одномодовые кабели, применяемые для измерения растяжений - тонкие, типично 10 микрон в диаметре, поддерживают распространение одной волноводной моды света в оптоволокне.
Другая линия оптоволокна является многомодовой и представляет собой распределенный датчик температуры, DTS, который служит для измерения температуры. Много-модовые кабели, применяемые для измерения температуры, обычно толще, типично 50 микрон в диаметре, поддерживают распространение нескольких волноводных мод.
Линии могут быть либо скомпонованы в один кабель, либо каждая - в свой кабель.
Каждая оптоволоконная линия соединена с электронным устройством, находящимся на поверхности и содержащим все необходимые средства генерирования лазерных импульсов и преобразования отраженного сигнала в электрический и, далее, в цифровой сигнал на местном устройстве обработки сигналов (компьютере). Общая схема такой системы измерений представлена на Фиг. 1. Такое устройство содержит лазер 1 и электронный блок 2, обеспечивающий генерирование лазерного импульса 3, а также электронный блок 4, обеспечивающий преобразование оптического импульса на выходе из устройства в цифровой сигнал и его запись на компьютер 5. К устройству присоединяется оптоволоконный кабель 6. Сгенерированный блоком 2 лазерный импульс 3 поступает в оптоволоконный кабель 6 и распространяется по нему, при этом из-за рассеяния на неоднородностях кабеля возникает отраженный импульс 7, который приходит обратно в устройство и регистрируется электронным блоком 4 и компьютером 5. Интерпретация отраженного сигнала позволяет получать информацию о физическом состоянии участков кабеля, в частности, измерять их температуру и деформации (Hartog А.Н., An introduction to distributed optical fibre sensors, CRC Press, 2017, стр. 115-116, 231-278).
DTS
Как показано на Фиг. 2, отраженные сигналы от DTS кабеля используют для определения распределения температуры (блок 8) вдоль DTS кабеля - базового температурного сигнала T - путем выделения медленной (низкочастотной) компоненты данных DTS.
Отраженные сигналы (блок 9) от DAS кабеля используют для определения высокочастотной относительной деформации (блок 10) DAS кабеля и низкочастотной вариации (блок 11) фазы отраженного сигнала. Разделение частот на высокие и низкие происходит в районе 1 Гц, хотя точное значение может различаться в зависимости от конфигурации конкретной системы.
Высокочастотную относительную деформацию (блок 10) DAS кабеля, являющуюся характеристикой шума потока, используют для определения полного дебита (блок 12) посредством сравнения уровней шума в наборе частотных интервалов с теоретическими или экспериментальными корреляциями (см., например, Miklashevskiy, D. et al., Approach for Wellbore Production Monitoring Using Distributed Acoustic Noise Measurements, IPTC-20125-Abstract, International Petroleum Technology Conference, 2020).
DTS
DTS
Низкочастотную вариацию (блок 11) фазы отраженного сигнала от DAS кабеля используют для определения DTGS (Distributed Temperature Gradient Sensing), представляющих собой вариации температуры (блок 13) либо в пространстве (вдоль кабеля), либо во времени (см., напр Ukil, Н. Braendle, and P. Krippner, "Distributed temperature sensing: Review of technology and applications," IEEE Sensors J., vol. 12, no. 5, pp.885-892, May 2012, или A. Garcia-Ruiz et al., "Distributed detection of temperature gradients with single-wavelength phase-sensitive OTDR and speckle analysis methods," in Proc. 6th Eur. Workshop Opt. Fibre Sensors, E. Lewis, Ed., May 2016, vol. 9916, no. 1, Art. no. 99162R). Изменения температуры вызывают пропорциональные им вариации коэффициента преломления света вдоль оптоволокна, в свою очередь порождающие измеряемый сдвиг фазы отраженного сигнала лазера. При этом чувствительность таких измерений вариации температуры достигает 0.1 милликельвин, что в тысячи раз чувствительнее типичных измерений DTS. Однако постоянная часть фазы претерпевает практически бесконтрольные изменения, связанные с вариациями характеристик лазера и неопределенностью фазы отраженного сигнала для слабых отражений. Поэтому вариации температуры ДТ (блок 12), полученные на основе низкочастотной вариации (блок 11) от DAS кабеля, комбинируют с базовым температурным сигналом T, который получают выделением медленной (низкочастотной) компоненты данных DTS (блок 14), собранных с помощью DTS кабеля, для получения значений высокоточной температуры Т* (блок 15), обладающих высоким разрешением порядка 0.1 милликельвин. Медленная компонента данных DTS может быть выделена применением низкочастотного фильтра к T, в частности, фильтра скользящей средней, с длиной окна порядка десятков минут или нескольких часов.
*
*
*
DTS
sim
DTS
sim
sim
Сигнал Т может быть представлен в виде сглаженной суммы быстро- и медленно- меняющихся компонент, где разделение на быстрые и медленные процессы определяется характеристическим временем т, при этом медленно-меняющаяся компонента выделяется из T, а быстро-меняющаяся выделяется из ΔТ (http://www.dspguide.com/ch15.htm: "The Scientist and Engineer's Guide to Digital Signal Processing, copyright ©1997-1998 by Steven W. Smith. For more infonnation visit the book's website at: www.DSPguide.com."). Посредством гидродинамического моделирования многофазного течения с учетом равенства полного дебита полному дебиту, полученному в блоке 12, определяют модельную температуру T, (блок 16) (см., например, https://www.slb.com/completions/well-completions/permanent-monitoring/distributed-permanent-measurement-systems/distributed-pemianent-measurement-system-accessories/therma-sofrware#related-information а также Dmitry Kortukov, Valery Shako, Thibault Pringuey, Alexander Savenko, Jacques Haus, Lev Kotlyar, and Georgy Malaniya, Fiber Optic Measurements as Real Time PLT with New Transient Interpretation, SPE-196272-MS). Значения высокоточной температуры T (блок 15), полученные комбинированием базового температурного сигнала T (блок 14) от DTS кабеля и низкочастотной вариации (блок 13) DAS, сравнивают (блок 17) с модельной температурой T(блок 16) и, в результате многократного подбора (блок 18) параметров модели, обеспечивающих наилучшее совпадение Т с T.получают распределение дебита (блок 19) каждой из фаз (нефть, газ, вода) в каждой точке исследуемого интервала в каждый момент времени.
Далее приведен пример реализации изобретения на основе моделирования нагнетательного теста. Данные температуры DTS были смоделированы на основе модели тепломассопереноса в скважине. (Dmitry Kortukov, Valery Shako, Thibault Pringuey, Alexander Savenko, Jacques Haus, Lev Kotlyar, and Georgy Malaniya, Fiber Optic Measurements as Real Time PLT with New Transient Interpretation, SPE-196272-MS). Данные DAS были смоделированы на основе установленных корреляций (Miklashevskiy, Dmitriy; Shako, Valery; Borodin, Igor; Wilson, Colin; Kortukov, Dmitry; Tarelko, Nikolay; Zozulya, Oleg, "Approach for Wellbore Production Monitoring Using Distributed Acoustic Noise Measurements" International Petroleum Technology Conference, 2020 IPTC-20125-Abstract), связывающих уровень шума с полным дебитом. Данные DTGS, зависящие от положения на кабеле и времени, были получены путем вычитания начального по времени значения из модельного сигнала. Ко всем наборам данных были добавлены шумы, типичная амплитуда которых соответствовала уровню шумов, наблюдаемых в реальных условиях, при этом уровень шума DTS был выбран значительно выше, чем уровень шума DTGS.
3
3
3
Вертикальная скважина, добывающая нефть и воду, была оснащена DAS и DTS кабелями (отметим, что в реальной ситуации кабели могут быть установлены, в частности, на внешней стороне насосно-компрессорной трубы). Режим добычи с переменным дебитом был инициирован посредством регулировки устьевого штуцера. Было сгенерировано 4 последовательных режима работы скважины. Сначала скважина была запущена в режиме дебита 70 м/день в течение 1000 часов, затем устьевой штуцер был закрыт на 24 часа, затем открыт для дебита 40 м/день в течение 6 часов и затем, окончательно, для дебита 70 м/день в течение 6 часов. После добавления шумовой компоненты в результаты моделирования, зависящие от времени профили температуры вдоль продуктивного интервала анализировались путем сравнения с исходной моделью тепломассопереноса, и дебиты воды и нефти, равно как и их распределение по стволу скважины, были получены в результате. Точность полученных дебитов нефти и воды существенным образом зависела от амплитуды вариаций температуры, вызванных вариациями дебита. Зашумленность данных DTS являлась препятствием для получения распределения обводненности по стволу скажины, и, таким образом, для полной многофазной интерпретации в терминах индивидуальных дебитов нефти и воды в каждой точке продуктивного интервала. Тем не менее, после того, как, в результате применения метода данного изобретения, путем комбинации данных DTS и DAS были получены улучшенные измерения температуры, разрешение температурного сигнала оказалось достаточным для определения обводненности. Данные иллюстрируются фигурами, представленными ниже.
Профили температуры DTS, соответствующие четырем режимам добычи, упомянутым выше, показаны на графике Фиг. 3. Порядок следования профилей справа налево соответствует последовательности этапов с 1-го по 4-й. Структура профилей по глубине соответствует распределению продуктивных пластов.
*
*
Временная зависимость профилей DTGS (низкочастотной компоненты DAS), DTS и восстановленной из них высокоточной температуры Т на двух глубинах показаны на Фиг. 4а и 4b. В каждом из столбцов, соответствующих конкретной глубине, представлены 3 графика - (сверху вниз) - данные DTGS, затем данные DTS и данные высокоточной температуры Т.
*
*
На основе этих данных были получены данные высокоточной температуры. Это было сделано посредством интерпретации данных DTS как представляющих медленно-меняющуюся компоненту сигнала, а данных DTGS как представляющих быстро-меняющуюся компоненту сигнала. Сигнал Т был построен как сглаженная сумма DTS и DTGS данных. Результирующие измерения высокоточной температуры Т были использованы как данные для сравнения с моделью многофазного тепломассопереноса в скважине, где полный дебит в каждой точке скважины был получен из быстрой компоненты данных DAS, проиллюстрированных на Фиг. 5.
*
Полученные фазовые дебиты приведены на Фиг. 6, где 20 - схема нижней части скважины, 21 - дебит воды, 22 - дебит нефти, 24 - продуктивные пласты. Возможность получения индивидуальных фазовых дебитов воды и нефти возникла именно благодаря построению и использованию высокоточной температуры Т.