СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ СКВАЖИННОГО МНОГОКОМПОНЕНТНОГО ПОТОКА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD OF DETERMINING PARAMETERS OF BOREHOLE FLOW AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION

Способ определения параметров скважинного многофазного многокомпонентного потока и устройство для его осуществления
Настоящее изобретение относится к способам и устройствам изучения смешанного потока газа, жидкости и твердых частиц. Газ и жидкость могут быть представлены водой, паром и различными фракциями углеводородов. Область применения предлагаемого технического решения - нефтегазовая промышленность.
Продукция скважины при добыче выходит на поверхность в виде смеси по трубам. В устье скважины (на поверхности) требуется определять параметры многокомпонентного потока для контроля добычи. Измерения производят как для каждой скважины в отдельности, так и для групп скважин. Данные об объемах добычи каждой компоненты служат для анализа и прогнозирования эксплуатации скважин.
Традиционным решением задачи определения покомпонентного расхода (дебита) многофазного скважинного потока являются сепараторы. Сепарационный способ заключается в полном разделении фаз и/или отделении газовой компоненты и измерении доли воды в оставшемся объеме жидкости. Для определения наличия твердых частиц и/или воды также используется дополнительное оборудование и/или производится отбор проб и их анализ. На таком принципе действует множество двух и трехфазных установок: «Спутник» в различных модификациях (AM, Д и т.д.), «МЕРА-Массомер», «ОЗНА-Импульс», «СПЕКТР» и др.
Для получения надежного замера дебитов с помощью сепаратора прежде всего требуется полностью отделить газ от жидкости и в большинстве случаев осуществить последующее отделение воды от нефти. Затем разделенные компоненты попадают в однофазные расходомеры на выходе из сепаратора. Большинство однофазных расходомеров очень чувствительны к присутствию в потоке других компонент, что приводит к недостоверным замерам. На промыслах, где условия эксплуатации, дебиты, отношения газ-жидкость и вода-жидкость нестабильны, наблюдается плохое разделение фаз. Более того, промысловые сепараторы зачастую не снабжены многоступенчатыми или дублирующими измерительными системами, поэтому любой унос жидкости потоком газа или прорыв газа через жидкостную линию не выявляется и не определяется, приводя к очень большим ошибкам в конечных измерениях.
Кроме проблем, связанных с разделением фаз, сепараторы, используемые в качестве измерительных приборов, содержат в себе множество источников ошибок, включая калибровки, механические неисправности, проблематичное состояние флюидов (например, эмульсии), коррозию, потоки твердых частиц и человеческие ошибки. Все эти факторы значительно снижают точность замеров сепарационными установками в полевых условиях.
Дополнительно недостатками таких технических решений являются: продолжительное время цикла исследования, как следствие, невозможность оперативной реакции в реальном времени; низкая точность при низких концентрациях жидкости; высокая цена оборудования и его сервисного обслуживания; большой вес и габариты приборов сильно затрудняют и удорожают доставку, установку и обслуживание; также к недостаткам относится некорректность выбора интервала осреднения при динамически изменяющемся режиме работы скважины, что приводит к значительным ошибкам, неработоспособность в условиях высоких объемных долей газовой компоненты [1].
Другим более современным способом являются бессепарационные или проточные способы, имеющие общее название - многофазная расходометрия. Замеры производятся без разделения фаз на многофазном потоке. Данный способ обладает рядом значительных преимуществ по сравнению с сепарационным способом как с точки зрения эксплуатационных характеристик, так и с точки зрения качества данных [2].
Измерения проводятся на устье скважины пропусканием исследуемого потока через измерительную камеру. Основным принципом служит измерение скважинного флюида различными физическими полями напрямую в потоке без значительного изменения его объема, давления и температуры (в т.н. линейных условиях). Ключевым достоинством всех проточных многофазных расходомеров является высокая информативность, хорошее разрешение по времени и возможность получения данных в режиме реального времени, что позволяет решать ряд серьезных технических задач, неразрешимых ранее [3]. Полученные данные являются основой для принятия важных оперативных решений, как, например, выбора момента закрытия убыточной скважины или вопросы проведения геолого-технологических мероприятий на скважине [2].
Однако в зависимости от применяемого физического принципа или комбинации способов, многофазные проточные расходомеры определяют расход компонент потока с различной точностью в различных условиях.
Точность работы проточных расходомеров также сильно зависит от параметров плотности нефти и концентраций жидкости в смеси. Эти факторы ограничивают область применения расходомеров такого типа, например, на скважинах с высоким объемным газовым фактором в линейных условиях (GVF или Gas Volume Factor - соотношение объемов газа и жидкости в линейных условиях ячейки измерения), когда доля жидкой фазы очень мала. Наиболее часто такое встречается на месторождениях газового конденсата. На сегодняшний день наибольшие сложности представляют замеры в диапазоне 80-100% GVF. Все заявленные для работы в данном диапазоне установки являются либо модификациями однофазных (газовых) расходомеров с целью учесть наличие жидкости в потоке, либо модификациями многофазных (нефтяных) расходомеров, адаптированных под высокий GVF. Такой подход приводит к низкой точности замера на газовых и газоконденсатных скважинах, где оптимизация извлечения легких жидких углеводородов особенно актуальна. Известные модификации однофазных расходомеров, не будучи многофазными, обладают фундаментальными недостатками, позволяющими применять такие расходомеры только в комплексе с другими устройствами под контролем и при постоянной перекалибровке на референтные устройства.
Известны устройства, реализующие принцип кросс-корреляции по набору параметров (плотностных, электромагнитных). Примером такого решения является Roxar 1900 VI [4]. Недостатками данного устройства являются высокая требовательность к гетерогенности потока: регистрируемое физическое поле должно проявлять характерные неоднородности, применяемые для оценки скорости потока; невозможность детектировать капли жидких углеводородов в потоке газа; данные системы не способны работать при высоких значениях GVF.
Известны устройства, использующие радиоактивные источники плотнометрии. Наиболее известен расходомер от Schlumberger - PhaseWatcherVx. Ключевые компоненты установки: гамма-плотномер на основе радиоактивного источника Барий-133 и сужающее устройство. Данные температуры и перепада давления на сужающем устройстве (труба Вентури) определяют общий расход смеси, а спектр поглощения гамма-квантов позволяет определить относительные объемные доли газа, нефти и воды [5]. Данные устройства были разработаны для замеров нефти с низкими GVF, затем технология была доработана и расширена на более высокие GVF - для газовых и газоконденсатных исследований. Недостатками таких устройств являются серьезные сложности в калибровке на чистую среду; большая зависимость от PVT свойств флюида как для перехода от линейных условий к стандартным, так и для расчетов в линейных условиях; необходимость получения результатов лабораторных исследований флюида до предоставления окончательной информации по дебитам; длительный период от проведения замеров до получения окончательных результатов; высокая неопределенность в окрестности газовой точки  при малых содержаниях жидкой фазы; наличие радиоактивного источника предъявляет особые требования к обслуживанию и транспортировке прибора.
В качестве прототипа заявляемого устройства выбрана томографическая секция многофазного расходомера FMC Tech МРМ [6]. В ней массовый расход вычисляется с помощью датчиков перепада давления, установленных в трубке Вентури. На основе способа 3-х мерного радиочастотного измерения диэлектрической проницаемости определяется распределение фаз в многокомпонентном потоке. Измерения проводятся в различных плоскостях. В каждой плоскости измерения проводятся на нескольких частотах в широком диапазоне. Плотность многофазной среды определяется гамма-плотномером.
Выбранный прототип имеет высокую чувствительность к изменению обводненности потока. Однако он обладает следующими недостатками: во-первых, в необходимости предварительной подготовки потока перед измерением, так как в противном случае томографические принципы, применяемые в устройстве, не будут действовать; во-вторых, в низкой разрешающей способности прибора, связанной со спецификой системы детектирования и малым количеством сенсоров [7].
С точки зрения повышения точности исследования в условиях высоких значений GVF привлекательными выглядят оптические способы исследования. Оптические способы позволяют вместо регистрации полей (как сегодня это реализовано в различных способах многофазной расходометрии, приведенных выше) получать образы объектов в потоке газа. Поэтому чувствительность оптических способов к незначительным включениям примесей в газовый поток позволяет получить гораздо более высокую точность замеров по жидкой фазе (капли жидкости в потоке газа). Наиболее точные способы - это 3-х мерный способ цифровой трассерной визуализации (или DPIV) и способ цифровой голографии, так как они позволяют восстановить структуру потока и получить объемную картину.
Способ DPIV применяется для изучения пространственного распределения частиц, капель, пузырьков в потоке (далее - частиц), а также для определения их скорости перемещения и размеров [8]. В качестве источника излучения используется лазер, а у каждого отверстия располагается фоточувствительная матрица, регистрирующая рассеянное излучение. Координаты частиц определяются численными способами, а с помощью стандартного способа кросс-корреляции (двойной замер с фиксированной разницей во времени) вычисляется скорость передвижения. Размер частицы рассчитывается исходя из интенсивности рассеянного излучения. Минусами данного способа являются сложность учета ошибок вычисления координат, невозможность определения фаз в случаях многофазного потока и необходимость трудоемкой калибровки для измерения размеров частиц. Кроме того, минимальный размер измеряемой частицы составляет 200 мкм, что составляет значительное ограничение.
Способ цифровой голографии используется в том числе и для визуализации планктона в потоке воды [9]. В схеме измерения предметным лучом является лазерный пучок света, дифрагирующий на объекте исследования, а опорным является луч, который свободно прошел через исследуемый объем среды. Устройство детектирует интерференционную картину предметного и опорного луча, называемую голограммой. Далее алгоритмы обработки позволяют по восстановленным изображениям воссоздавать образы океанического планктона и вычислять траекторию интересующих объектов непосредственно из голограмм. Минусами установки, созданной авторами, является возможность работы только с двухфазными средами, в которых плотность второй фазы не искажает коллимированный пучок света. Кроме того, данный способ, как и тот, что был описан выше, не позволяет разделять фазы в многофазном потоке.
Опираясь на источники, описанные выше, можно сказать, что прототипом предлагаемого способа является техническое решение для визуализации планктона голографическими способами.
Задачей заявляемого технического решения является разработка способа высокоточного определения концентрации фазовых составляющих в многофазных потоках и устройства для его реализации.
Техническими результатами изобретения являются возможность определения концентрации различных фаз многофазного потока в исследуемой области, построение пространственного распределения флюидов в исследуемой области, оценка динамики движения и получение данных об объемных долях компонент потока.
Технические результаты достигаются за счет того, что в способе определения параметров скважинного многофазного многокомпонентного потока, включающем пропускание через поток оптического сигнала в диапазоне длин волн от 850 до 2000 нм, регистрацию сигнала после его взаимодействия с потоком и компьютерную обработку получаемых результатов, сигнал подают на не менее чем двух различных длинах волн, предварительно разделив его на оптическом делителе на две части, одна из которых является эталонной, производят параллельную регистрацию эталонного сигнала, а обработку получаемых результатов проводят на основе сравнения обоих сигналов по интенсивности и фазе, получая голографическую картину потока.
В заявляемом способе обработку получаемых результатов возможно проводить на основе расчета скорости компонентов потока.
Технические результаты достигаются также за счет того, что устройство для определения параметров скважинного многокомпонентного потока, содержащее измерительную камеру в форме трубы, дополнительно содержит как минимум один источник оптического сигнала, как минимум один детектор оптического сигнала с возможностью получения голографической картины потока, расположенный с его источником на одной оси, оптический делитель, оптическую систему доставки эталонного сигнала на детектор в обход измерительной камеры и блок обработки, при этом источник и детектор отделены стенками измерительной камеры, выполненными из материала, прозрачного для оптического сигнала.
Устройство может дополнительно содержать детектор сигнала рассеянного излучения, расположенный на заданном расстоянии от детектора оптического сигнала по оси.
Сущность заявляемого устройства для определения параметров скважинного многофазного многокомпонентного потока поясняется чертежами, где на рис. 1 схематично изображен продольный разрез, на рис. 2 - поперечный разрез устройства.
Устройство содержит измерительную камеру 1 в форме трубы, источник 2 оптического сигнала, оптический делитель 3, детектор 4 оптического сигнала, оптическую систему 5 доставки эталонного сигнала, стенки 6 из оптически прозрачного материала.
Осуществление заявляемого способа с помощью данного устройства для определения параметров скважинного многофазного многокомпонентного потока происходит следующим образом.
Исследуемый поток пропускают через измерительную камеру 1. Сигнал от источника 2 подают на оптический делитель 3, после чего одну его часть (предметную) пропускают через стенку 6 внутрь камеры 1 и далее через многофазный многокомпонентный поток под заданным углом. Прошедший через многофазный многокомпонентный поток оптический сигнал попадает через стенку 6 на детектор 4. Одновременно вторую часть сигнала (эталонную) от источника 2, полученную на оптическом делителе 3 через оптическую систему 5 доставки, подают на детектирующее устройство блока обработки. В качестве такого детектирующего устройства может использоваться как отдельный детектор, так и детектор 4. Далее, оптические сигналы (опорный и эталонный) сравнивают между собой и полученные результаты обрабатывают в блоке обработки, получая в результате данные о качественном и количественном составе исследуемого потока в виде его голографической картины.
Заявляемый способ и используемое для его реализации устройство позволяют различать в потоке капли жидкости с различными оптическими свойствами (нефть, конденсат или вода). Наличие отдельной оптической системы доставки для эталонного сигнала позволяет получить голографическую картину в условиях, когда эталонный сигнал не имеет возможности пройти беспрепятственно через изучаемый объем.
Литература
1. Эволюция измерений многофазных потоков и их влияние на управление эксплуатацией. Э. Тоски, Б.В. Ханссен, Д. Смит, Schlumberger, 3 Phase Measurements, Берген, Норвегия, Б. Теувени, Schlumberger, Кембридж, Великобритания
(http://www.oilcapital.ru/edition/technik/archives/technik/technik_06_2003/66466/public/66502.shtml)
2. Devegowda, D. and S.L. Scott: "Assessment of Subsea Production Systems" paper presented at the SPE Annual Technical Meeting & Exhibition, Denver (Oct. 5-8, 2003), SPE J. of Petroleum Tech., 56-57 (http://www.rogtecmagazine.com/PDF/Issue_011/06_Multiphase.pdf).
3. Mehdizadeh, P., B. Ghaempanah and S.L. Scott: "Impact of Data Quality on Production Allocation and Reserves Forecasting," paper presented at the SPE ATCE, San Antonio
4. http://www2.emersonprocess. com/enus/brands/roxar/flowmetering/metermgsystems/pages/roxarmultiphasemeter.aspx.
5. Vx Technology Multiphase flow rate measurements without fluid separation (http://www.slb.corn/~/media/Files/testing/brochures/multiphase/vx_technology_brochure.pdf)
6. MPM flowmeter (http://www.mpm-no.com/mpmproducts/)
7. Method and apparatus for tomographic multiphase flow measurements (US 20090126502 A1)
8. F. Pereira, M. Gharib and others "Defocusing digital particle image velocity: a 3-component 3-dimensional DPIV measurement technique. Application to bubbly flows."
9. J. A. Dominguez-Caballero, N. Loomis and others "Advances in Plankton Imaging using Digital Holograph"