УСТРОЙСТВА И СПОСОБЫ НЕПОСРЕДСТВЕННОГО ИЗМЕРЕНИЯ КОРИОЛИСА В УСТЬЕ СКВАЖИНЫ

1. Способ непосредственного измерения в устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий этапы, на которых
определяют опасность вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, причем опасность вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения;
выводят по меньшей мере одну переменную на основе определенной опасности вовлеченного газа; и
выводят соответствующий индикатор достоверности, коррелирующий по меньшей мере с одной переменной.
2. Способ по п.1, в котором по меньшей мере одна переменная включает в себя по меньшей мере одно из: переменных потока, диагностической информации и предупреждений пользователя.
3. Способ по п.2, в котором переменные потока включают в себя по меньшей мере одно из: массового расхода, объемного расхода, плотности, содержания воды и нетто-объема добычи нефти.
4. Способ по п.2, в котором диагностическая информация включает в себя по меньшей мере одно из: температуры; обнаружения многофазных состояний; продолжительностей времени в интервалах времени измерения, где вовлеченный газ превышает определенную пороговую величину усиления возбуждения; и информации о многофазных состояниях, причем информация о многофазных состояниях включает в себя по меньшей мере одно из: газовой фракции, постоянного вовлечения и перемежающегося вовлечения газа.
5. Способ по п.1, в котором этап, на котором выводят по меньшей мере одну переменную, включает в себя этап, на котором непрерывно усредняют по меньшей мере одну переменную по заранее установленному интервалу времени и выводят соответствующее одно усредненное значение данных по меньшей мере у одной переменной.
6. Способ по п.5, в котором заранее установленный интервал времени определяется одним из пользователя и состояний потока, причем состояния потока включают в себя одно из периодического перемежающегося и постоянного вовлечения.
7. Способ по п.5, в котором заранее установленный интервал времени является одним из равномерного и неравномерного по длительности.
8. Способ по п.5, в котором по меньшей мере одна непрерывно усредненная переменная включает в себя по меньшей мере одно из: переменных потока, диагностической информации и предупреждений пользователя, если опасность вовлеченного газа ниже определенной пороговой величины усиления возбуждения.
9. Способ по п.5, в котором по меньшей мере одна непрерывно усредненная переменная включает в себя по меньшей мере одно из: диагностической информации и предупреждений пользователя, если опасность вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения.
10. Способ по п.1, в котором этап, на котором выводят по меньшей мере одну переменную, включает в себя этап, на котором выводят по меньшей мере одну мгновенную переменную в заранее установленные и равномерные интервалы времени.
11. Способ по п.10, в котором вывод по меньшей мере одной мгновенной переменной включает в себя по меньшей мере одно из: переменных потока, диагностической информации и предупреждений пользователя, если опасность вовлеченного газа ниже определенной пороговой величины усиления возбуждения.
12. Способ по п.10, в котором вывод по меньшей мере одной мгновенной переменной включает в себя по меньшей мере одно из: диагностической информации и предупреждений пользователя, если опасность вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения.
13. Способ по п.12, в котором этап, на котором выводят по меньшей мере одну мгновенную переменную, дополнительно включает в себя этап, на котором сохраняют последнее значение данных у переменных потока и выводят хранимое последнее значение данных, коррелирующее с заранее установленными и равномерными интервалами времени.
14. Способ по п.1, в котором соответствующий индикатор достоверности основывается на продолжительности времени в интервале времени измерения, где обнаруживается вовлечение газа.
15. Способ по п.1, в котором соответствующий индикатор достоверности основывается на вычисленном сравнении части одного из массового или объемного расхода, возникающего при вовлечении газа, и одного из общего массового и общего объемного расхода в течение интервала времени измерения.
16. Способ по п.1, в котором соответствующий индикатор достоверности основывается на вычислении состояний потока, причем состояния потока включают в себя одно из периодического перемежающегося и постоянного вовлечения.
17. Способ по п.5, в котором соответствующий индикатор достоверности основывается по меньшей мере на одном из: массовой доли в течение заранее установленного интервала времени, где опасность вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения, доли времени, где опасность вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения, и общего объемного расхода.
18. Способ по п.10, в котором соответствующий индикатор достоверности основывается по меньшей мере на одном из: совокупного скользящего среднего доли времени, когда опасность вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения, доли массового расхода, где опасность вовлеченного газа выше определенной пороговой величины усиления возбуждения, количества продолжительностей времени, где опасность вовлеченного газа ниже определенной пороговой величины усиления возбуждения, и общего объемного расхода.
19. Способ по п.1, в котором по меньшей мере одна скважина включает в себя электрические погружные насосы.
20. Способ по п.1, в котором этап, на котором определяют пороговую величину усиления возбуждения, включает в себя этап, на котором определяют, включают ли состояния потока по меньшей мере одно из: газовой фракции, постоянного вовлечения и перемежающегося вовлечения газа.
21. Способ по п.1, в котором этап, на котором определяют пороговую величину усиления возбуждения, включает в себя этапы, на которых
сохраняют по меньшей мере одно из заводских базовых значений усиления возбуждения, заданных во время калибровки измерителя;
вычисляют по меньшей мере один период времени, где измеренное усиление возбуждения низкое и устойчивое; и
задают пороговую величину усиления возбуждения на основе измеренного усиления возбуждения, коррелирующего по меньшей мере с одним из интервалов времени.
22. Способ по п.21, включающий в себя этап, на котором
корректируют пороговую величину усиления возбуждения на основе измеренного содержания воды и увеличений вязкости.
23. Способ непосредственного измерения в устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий этапы, на которых
определяют опасность вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, где опасность вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения; и
выводят по меньшей мере одну переменную на основе определенной опасности вовлеченного газа, в котором этап, на котором выводят по меньшей мере одну переменную, включает в себя этап, на котором непрерывно усредняют по меньшей мере одну переменную по заранее установленному интервалу времени и выводят соответствующее одно усредненное значение данных по меньшей мере у одной переменной.
24. Способ для непосредственного измерения в устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий этапы, на которых
определяют опасность вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, где опасность вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения; и
выводят по меньшей мере одну переменную на основе определенной опасности вовлеченного газа, в котором этап, на котором выводят по меньшей мере одну переменную, включает в себя этап, на котором выводят по меньшей мере одну мгновенную переменную в заранее установленные и равномерные интервалы времени.
25. Способ для непосредственного измерения в устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий этапы, на которых
определяют опасность вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, где опасность вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения, и в котором этап, на котором определяют пороговую величину усиления возбуждения, включает в себя этапы, на которых
сохраняют по меньшей мере одно из заводских базовых значений усиления возбуждения, заданных во время калибровки измерителя;
вычисляют по меньшей мере один период времени, где измеренное усиление возбуждения низкое и устойчивое; и
задают пороговую величину усиления возбуждения на основе измеренного усиления возбуждения, коррелирующего по меньшей мере с одним из интервалов времени; и
выводят по меньшей мере одну переменную на основе определенной опасности вовлеченного газа.
26. Электроника (20) измерителя для устройства (5) непосредственного измерения в устье скважины, причем электроника (20) измерителя содержит интерфейс (201), сконфигурированный для осуществления связи с расходомером в сборе в устройстве (5) непосредственного измерения в устье скважины и приема ответных колебаний, и систему (203) обработки, соединенную с интерфейсом (201) и сконфигурированную для:
определения опасности вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, где опасность вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения;
вывода по меньшей мере одной переменной на основе определенной опасности вовлеченного газа; и
вывода соответствующего индикатора достоверности, коррелирующего по меньшей мере с одной переменной.
27. Устройство (5) непосредственного измерения Кориолиса в устье скважины, содержащее
расходомер (10) в сборе для формирования ответных колебаний; и
электронику (20) измерителя, подключенную к расходомеру в сборе, сконфигурированную для приема и обработки ответных колебаний, чтобы сформировать по меньшей мере одну переменную; причем электроника измерителя дополнительно сконфигурирована для
определения опасности вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, где опасность вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения;
вывода по меньшей мере одной переменной на основе определенной опасности вовлеченного газа; и
вывода соответствующего индикатора достоверности, коррелирующего по меньшей мере с одной переменной.