CN113431553A - 水平井多相流体测量装置 - Google Patents
水平井多相流体测量装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113431553A CN113431553A CN202110913837.5A CN202110913837A CN113431553A CN 113431553 A CN113431553 A CN 113431553A CN 202110913837 A CN202110913837 A CN 202110913837A CN 113431553 A CN113431553 A CN 113431553A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- water injection
- control unit
- central control
- preset
- beta
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 33
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 392
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 392
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 386
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 99
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims abstract description 41
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 claims abstract description 37
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 claims abstract description 22
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 claims abstract description 19
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 34
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 15
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims description 12
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 claims description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 3
- 238000012800 visualization Methods 0.000 claims description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 18
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 12
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 5
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000001069 Raman spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/002—Survey of boreholes or wells by visual inspection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
- E21B47/07—Temperature
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
- E21B47/135—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency using light waves, e.g. infrared or ultraviolet waves
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
本发明涉及一种水平井多相流体测量装置，包括井下可视化成像测试仪，用以测量井下流体的产出剖面，万向转接头用以旋转井下可视化成像测试仪；丢手，其与万向转接头连接，丢手内部设置有弱点；光信号适配器，其用以将接收到的电信号转换为光信号，并经光纤进行传输；电子压力计设置在光信号适配器的下方，用以监测井底流压，并将监测到的数据传输至光信号适配器；分布式光纤温度传感器用以测量井筒的温度并将测量的温度传输至光信号适配器；光纤连接头与光信号适配器连接；连续油管连接头和中控单元。中控单元通过对流速、持水率、持气率计算出注采参数对石油的注水参数进行确定，提高注水效率，从而提高石油开采效率。
Description
技术领域
本发明涉及石油检测技术领域，尤其涉及一种水平井多相流体测量装置。
背景技术
长水平段水平井大规模体积压裂是致密油、页岩油等低渗、特低渗油气藏的最有效开发手段。水平井各压裂段地质发育、压裂参数等不同，导致各段产能差异大。为进一步优化水平井压裂工艺并指导生产，须开展水平井生产剖面监测。同时，由于水平井井身结构和完井方式的复杂性，导致水平井中流型复杂多变，生产剖面监测难度大，对监测设备及工艺提出了更高的要求。
随着石油工业的日益发展以及石油技术的不断创新，各种新技术、新工艺在应用需要的推动下不断涌现，在油气田开采生产中，生产测井的主要任务是对产出井的流动剖面进行动态监测，以了解产层出力状况和流体组分含量，为油田挖潜与细化管理提供依据。水平井技术本身的逐渐提高，使得水平井水平段长度的记录不断被打破，也使 水平层各段的产液能力的监测变得十分必要，也更重要。
综上，现有技术中仍缺少一种水平井多相流体测量装置能够同时对流速、持水率、持气率进行测量，且缺少一种能够根据流速、持水率、持气率对注水量、注水速度和注水时间进行不同的调整，在提高装置监测能力的同时提高石油的开采效率的测量装置。
发明内容
为此，本发明提供一种水平井多相流体测量装置，用以克服现有技术中仍缺少一种水平井多相流体测量装置能够同时对流速、持水率、持气率进行测量，且缺少一种能够根据流速、持水率、持气率对注水量、注水速度和注水时间进行不同的调整，在提高装置监测能力的同时提高石油的开采效率的测量装置的问题。
为实现上述目的，本发明提供一种水平井多相流体测量装置，包括，
井下可视化成像测试仪，其用以测量井下流体的产出剖面，所述产出剖面包括流量、持水率、持气率和流速；
万向转接头，其与所述井下可视化成像测试仪连接，用以旋转所述井下可视化成像测试仪；
丢手，其与所述万向转接头连接，所述丢手内部设置有弱点，所述弱点在遇卡时能拉断；
光信号适配器，其用以将接收到的电信号转换为光信号，并经光纤进行传输；
电子压力计，其设置在所述光信号适配器的下方，用以监测井底流压，并将监测到的数据传输至光信号适配器；
分布式光纤温度传感器，其设置在所述光信号适配器的上方并与其连接，用以测量井筒的温度并将测量的温度传输至光信号适配器；
光纤连接头，其与所述光信号适配器连接，用以将光纤联结在一起；
连续油管连接头；
中控单元，其用以将接收到的电信号进行数据处理，所述电信号是由井下光纤采集到的光信号经过转换处理后得到，所述光信号适配器接收到的电信号包括所述井下可视化成像测试仪测量的电信号、电子压力计测量的电信号和分布式光纤温度传感器测量的电信号，所述中控单元接收到的电信号包括经过转换后的井下可视化成像测试仪测量的电信号、电子压力计测量的电信号和分布式光纤温度传感器测量的电信号；
所述中控单元根据实时接收到的液体的流速、持水率、持气率对注采参数进行计算，并根据计算出的注采参数确定是否需要进行注水，所述中控单元判定需要进行注水操作时，所述中控单元根据实时的注采参数与预设注采参数值进行比较确定出注水系数，所述中控单元根据注水系数结合标准注水量对需要的注水量进行计算；
所述中控单元根据计算出的需要的注水量对注水速度进行确定，当确定的注水速度大于预设标准注水速度时，所述中控单元根据实时计算出的注水速度与标准注水速度的差值对注水时间系数进行确定，所述中控单元根据注水时间系数和标准注水时间对注水时间进行延长调整，所述中控单元按照调整后的注水时间对注水速度进行二次确定，若二次确定后的注水速度仍大于标准注水速度时，则对注水时间进行再次调整，直至注水速度小于等于标准注水速度，所述中控单元计算出注水速度和注水时间；
当完成注水操作后，所述中控单元根据实时计算出的注采参数判定是否需要注水操作，若需要注水时，则对注水量、注水速度进行计算并注水，直至所述中控单元判定实时计算出的注采参数不需要注水操作时停止注水；若不需要注水时，则所述中控单元根据实时接收到的电子压力计测量的压强值和分布式光纤温度传感器测量到的温度确定开采速度。
进一步地，所述中控单元根据实时接收到的液体的流速、持水率、持气率对注采参数进行确定，设定注采参数为c，
c=V/V0+Yw/Yw0+Yg/Yg0
其中，V表示液体的实时流速，V0表示液体的预设流速，Yw表示液体的实时持水率，Yw0表示液体的预设持水率，Yg表示液体的实时持气率，Yg0表示液体的预设持气率。
进一步地，所述中控单元内预设有注采参数值C1、C2、C3、C4，其中，C1表示第一预设注采参数值，C2表示第二预设注采参数值，C3表示第三预设注采参数值，C4表示第四预设注采参数值，且C1＜C2＜C3＜C4；
所述中控单元内预设有注水系数值α1、α2、α3、α4，其中，α1表示第一预设注水系数值，α2表示第二预设注水系数值，α3表示第三预设注水系数值，α4表示第四预设注水系数值，且α1＜α2＜α3＜α4。
进一步地，所述中控单元根据实时接收到的液体的流速、持水率、持气率计算出的注采参数c与注采参数值进行比较，确定是否需要进行注水，
若c＞C4时，则所述中控单元判定不需要进行注水操作；
若c≤C4时，则所述中控单元判定需要进行注水操作。
进一步地，当所述中控单元判定需要进行注水操作时，设定需要的注水量为Qc，设定标准注水量为Qz，所述中控单元计算需要的注水量Qc=α×Qz，α表示注水系数。
进一步地，所述中控单元根据实时的注采参数c与预设注采参数值进行比较，对注水系数进行确定，
若c≤C1时，则所述中控单元确定注水系数α，α=α1；
若C1＜c≤C2时，则所述中控单元确定注水系数α，α=α2；
若C2＜c≤C3时，则所述中控单元确定注水系数α，α=α3；
若C3＜c≤C4时，则所述中控单元确定注水系数α，α=α4；
所述中控单元根据确定的注水系数值αi对注水量进行计算，Qc=αi×Qz，设定i=1、2、3、4，设定注水量的最大值为Qmax，若Qc＞Qmax时，则以Qmax为计算出的需要的注水量。
进一步地，所述中控单元根据计算出的需要的注水量Qc对注水速度进行确定，设定标准注水时间为Tz，设定注水速度为V，所述中控单元计算注水速度V=Qc/Tz；
所述中控单元内预设有标准注水速度Vz，若计算出的注水速度V＞Vz时，则所述中控单元控制延长注水时间为T，T=β×Tz，β表示注水时间系数。
进一步地，所述中控单元内预设有注水时间系数值β1、β2、β3、β4，其中，β1表示第一预设注水时间系数值，β2表示第二预设注水时间系数值，β3表示第三预设注水时间系数值，β4表示第四预设注水时间系数值，且1＜β1＜β2＜β3＜β4；
所述中控单元内预设有注采速度差值V1、V2、V3、V4，其中，V1表示第一预设注采速度差值，V2表示第二预设注采速度差值，V3表示第三预设注采速度差值，V4表示第四预设注采速度差值，且V1＜V2＜V3＜V4。
进一步地，当需要调整注水时间时，所述中控单元根据实时计算出的注水速度V与标准注水速度的差值，对注水时间系数进行确定，
若V-Vz≤V1时，则所述中控单元确定注水时间系数β，β=β1；
若V1＜V-Vz≤V2时，则所述中控单元确定注水时间系数β，β=β2；
若V2＜V-Vz≤V3时，则所述中控单元确定注水时间系数β，β=β3；
若V3＜V-Vz≤V4时，则所述中控单元确定注水时间系数β，β=β4；
若V-Vz＞V4时，则所述中控单元确定注水时间系数β，β=β4；
所述中控单元根据确定的注水时间系数值βi对注水时间进行计算，T=βi×Tz，并按延长后的注水时间结合需要的注水量对注水速度进行计算，若计算出的注水速度仍大于标准注水速度时，则对注水时间进行二次调整，直至注水速度小于等于标准注水速度，并按调整后的注水速度和注水时间进行注水操作。
进一步地，当完成注水操作后，所述中控单元根据实时计算出的注采参数判定是否需要注水操作，若需要注水时，则对注水量、注水速度进行计算并注水，直至计算出的注采参数判定结果不需要注水操作时停止注水；若不需要注水时，则所述中控单元根据实时接收到的电子压力计测量的压强值和分布式光纤温度传感器测量到的温度确定开采速度，设定开采速度为Vk=（T/T0+P/P0）×Vkz，其中，T表示实时测量的温度，T0表示预设温度，P表示实时测量的压强,P0表示预设压强，Vkz表示标准开采速度。
与现有技术相比，本发明的有益效果在于，本发明通过提供一种水平井多相流体测量装置，通过液体的流速、持水率、持气率对注采参数进行计算，并根据计算出的注采参数确定是否需要进行注水，并对需要的注水量、注水时间和注水速度进行确定，若确定的注水速度大于预设标准注水速度时，对注水时间进行延长调整，直至注水速度在预设标准注水速度范围内，以提高液体的吸水指数，当注水完成后，所述中控单元再实时计算出注采参数确定是否需要注水，若不需要注水时，则根据实时的压强和温度对石油的开采速度进行确定，提高石油的开采效率。
尤其，本发明在计算出的注水速度大于预设标准注水速度时，根据实时计算出的注水速度与标准注水速度的差值对注水时间系数进行确定，所述中控单元根据注水时间系数和标准注水时间对注水时间进行延长调整，并对注水速度进行二次确定，若二次确定后的注水速度仍大于标准注水速度时，则对注水时间进行再次调整，直至注水速度小于等于标准注水速度，所述中控单元计算出注水速度和注水时间，通过对注水速度的调节，以及对注水时间的调整，提高石油的吸水能力，有效增强油压，提高注水效率，从而提高石油的开采效率，进而提高所述水平井多相位流体测量装置测量数据的准确性和参考价值。
进一步地，本发明通过逐次对多次注水的操作，避免一次性注水速度过快的操作，提高石油的吸水性的同时提高注水效率，同时，本发明通过对注水后的注采参数的重新采集和计算，以提高所述水平井多相位流体测量装置的测量结果的准确率，对计算出的注水量和注水速度有更精确的调整，通过逐步多次对注水速度和注水时间进行不同程度的调整，提高所述石油的开采效率。
附图说明
图1为本发明所述水平井多相流体测量装置的结构示意图。
具体实施方式
为了使本发明的目的和优点更加清楚明白，下面结合实施例对本发明作进一步描述；应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用于解释本发明，并不用于限定本发明。
下面参照附图来描述本发明的优选实施方式。本领域技术人员应当理解的是，这些实施方式仅仅用于解释本发明的技术原理，并非在限制本发明的保护范围。
需要说明的是，在本发明的描述中，术语“上”、“下”、“左”、“右”、“内”、“外”等指示的方向或位置关系的术语是基于附图所示的方向或位置关系，这仅仅是为了便于描述，而不是指示或暗示所述装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。
此外，还需要说明的是，在本发明的描述中，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域技术人员而言，可根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
请参阅图1所示，本发明提供了一种水平井多相流体测量装置，包括，井下可视化成像测试仪1，其用以测量井下流体的产出剖面，所述产出剖面包括流量、持水率、持气率和流速。万向转接头2，其与所述井下可视化成像测试仪1连接，用以旋转所述井下可视化成像测试仪1。丢手3，其与所述万向转接头2连接，所述丢手3内部设置有弱点，所述弱点在遇卡时能拉断。光信号适配器4，其用以将接收到的电信号转换为光信号，并经光纤进行传输。电子压力计（图中未示出），其设置在所述光信号适配器4的下方，用以监测井底流压，并将监测到的数据传输至光信号适配器4。分布式光纤温度传感器（图中未示出），其设置在所述光信号适配器4的上方并与其连接，用以测量井筒的温度并将测量的温度传输至光信号适配器4。光纤连接头5，其与所述光信号适配器4连接，用以将光纤联结在一起。连续油管连接头6。中控单元7，其用以将接收到的电信号进行数据处理，所述电信号是由井下光纤采集到的光信号经过转换处理后得到，所述光信号适配器4接收到的电信号包括所述井下可视化成像测试仪1测量的电信号、电子压力计测量的电信号和分布式光纤温度传感器测量的电信号，所述中控单元7接收到的电信号包括经过转换后的井下可视化成像测试仪1测量的电信号、电子压力计测量的电信号和分布式光纤温度传感器测量的电信号。
具体而言，本发明实施例中，所述井下可视化成像测试仪1内设置有若干微转子流量计，光学和电子探针，所述微转子流量计设置在井筒横截面不同位置，本实施例中设置为五个，在定点监测或连续运动监测过程中，流体推动微转子转动；利用特有软件和算法，通过对转子转速解释获得井筒内流体的速度剖面、瞬时流量、累计流量，实现多相流体生产剖面的精确监测。
具体而言，本发明实施例中，所述光学探针的原理是由于气、液对光的折射率不同且油水折射率相近，气接近于1，水约1.5，原油1.35，当探针接触气体时光线几乎100%反射，接触油或水时反射回来的光线很弱。根据单位时间内光线强弱反射的时间比，计算持气率，本实施例中设置六个电子探针和六个光学探针。
具体而言，本发明实施例中，所述电子探针的原理为由于油水导电率差异，探针分别与油、水接触时呈电路断路或短路状态；根据电路接通时间可计算持水率，精确表征井筒内的流态。
具体而言，本发明实施例中所述井下可视化成像测试仪1长度3.57m，直径4.65cm，耐压105MPa，耐温150℃；五个微流量转子，其中一个位于工具本体、四个位于工具外支臂上；六对光、电探针，其中一对位于工具本体，其余位于工具外支臂上。5.5吋套管中连续运动监测的最小流量为8.44方/天，HD版可达4.22方/天，误差5%以内；持气率监测最高精度可达1%，最低7%；持水率监测精度5%。
具体而言，本发明实施例中，所述井下可视化成像测试仪1用以对不同位置的瞬时流量、井筒横截面的流速剖面以及油、水、气持率进行检测，所述分布式光纤温度传感器将光纤中的不同折射率分布的不均匀检测出分布式的温度传感。由于光纤中折射率分布的不均匀，光波在传播过程中发生的散射，有三种：斯托克斯光：拉曼散射，仅对温度敏感，用来实现分布式温度传感；布里渊光：对温度和应变双敏感，用来实现分布式应变测试；瑞利散射光：对振动敏感，用以实现分布式振动测试。所述电子压力计，通过电子压力计监测水平段不同位置的井底流压。
具体而言，本发明实施例中，所述光信号适配器4可以为光电信号转换器，用以进行数据传输，光电信号转换，电源数据监测。通过光纤连接头5实现光纤的紧密联结，所述光纤连接头5密封性能好，不会产生绝缘问题，所述光纤连接头5上还可以设置单流阀。所述丢手3可以设置为机械丢手3，内部配备弱点，在遇卡时上提拉断弱点即可实现脱离，不需投球或打压，所述弱点可以根据不同的井深和井斜配备，本发明并不对此进行限制，以具体实施为准。所述万向转接头2可以实现井下可视化成像测试仪1任意方向的旋转，而且通过特殊的设计保证井下可视化成像测试仪1可以覆盖整个井筒。
具体而言，本发明实施例中，所述中控单元7根据实时接收到的液体的流速、持水率、持气率对注采参数进行计算，并根据计算出的注采参数确定是否需要进行注水，所述中控单元7判定需要进行注水操作时，所述中控单元7根据实时的注采参数与预设注采参数值进行比较确定出注水系数，所述中控单元7根据注水系数结合标准注水量对需要的注水量进行计算。
具体而言，本发明实施例中，所述中控单元7根据计算出的需要的注水量对注水速度进行确定，当确定的注水速度大于预设标准注水速度时，所述中控单元7根据实时计算出的注水速度与标准注水速度的差值对注水时间系数进行确定，所述中控单元7根据注水时间系数和标准注水时间对注水时间进行延长调整，所述中控单元7按照调整后的注水时间对注水速度进行二次确定，若二次确定后的注水速度仍大于标准注水速度时，则对注水时间进行再次调整，直至注水速度小于等于标准注水速度，所述中控单元7计算出注水速度和注水时间。
具体而言，本发明实施例中，当完成注水操作后，所述中控单元7根据实时计算出的注采参数判定是否需要注水操作，若需要注水时，则对注水量、注水速度进行计算并注水，直至所述中控单元7判定实时计算出的注采参数不需要注水操作时停止注水；若不需要注水时，则所述中控单元7根据实时接收到的电子压力计测量的压强值和分布式光纤温度传感器测量到的温度确定开采速度。
具体而言，本发明实施例中所述水平井多相流体测量装置仅限于对水平井内参数进行测量，并根据参数计算出注水参数，具体的注水操作可以通过偏心注水器进行注水操作，也可以通过其他注水工件进行注水，当注水完成时，中控单元7可以采集到注水完成的参数，进而再次对测量井的实时参数进行计算，从而计算出注采参数，提高所述水平井多相流体测量的测量准确率，进而提高石油的开采效率。
具体而言，本发明实施例中，所述中控单元根据实时接收到的液体的流速、持水率、持气率对注采参数进行确定，设定注采参数为c，
c=V/V0+Yw/Yw0+Yg/Yg0
其中，V表示液体的实时流速，V0表示液体的预设流速，Yw表示液体的实时持水率，Yw0表示液体的预设持水率，Yg表示液体的实时持气率，Yg0表示液体的预设持气率。
具体而言，本发明实施例中预设流速V0取值为85吨/天，液体的预设持水率Yw0取值为10%，液体的预设持气率Yg0取值为8%，本发明并不限定具体的预设值的数值，可以根据井深的不同深度对预设值进行不同的调整，以具体实施为准。本发明通过将液体的流速、持气率和持水率结合计算出注采参数，将对开采影响的参数进行汇总，通过设置预设值进行误差去除，以使计算结果参考价值更高，进一步提高所述测量装置对实际开采的参考作用，从而提高开采效率。
具体而言，本发明实施例中，所述中控单元内预设有注采参数值C1、C2、C3、C4，其中，C1表示第一预设注采参数值，C2表示第二预设注采参数值，C3表示第三预设注采参数值，C4表示第四预设注采参数值，且C1＜C2＜C3＜C4。
具体而言，本发明实施例中，所述中控单元内预设有注水系数值α1、α2、α3、α4，其中，α1表示第一预设注水系数值，α2表示第二预设注水系数值，α3表示第三预设注水系数值，α4表示第四预设注水系数值，且α1＜α2＜α3＜α4。
具体而言，本发明实施例中，所述中控单元根据实时接收到的液体的流速、持水率、持气率计算出的注采参数c与注采参数值进行比较，确定是否需要进行注水，
若c＞C4时，则所述中控单元判定不需要进行注水操作；
若c≤C4时，则所述中控单元判定需要进行注水操作。
具体而言，本发明实施例中，当所述中控单元判定需要进行注水操作时，设定需要的注水量为Qc，设定标准注水量为Qz，所述中控单元计算需要的注水量Qc=α×Qz，α表示注水系数。本实施例中标准注水量Qz的取值为80立方米，本实施例并不限定具体的标准注水量的取值，以具体实施为准。
具体而言，本发明实施例中，所述中控单元根据实时的注采参数c与预设注采参数值进行比较，对注水系数进行确定，
若c≤C1时，则所述中控单元确定注水系数α，α=α1；
若C1＜c≤C2时，则所述中控单元确定注水系数α，α=α2；
若C2＜c≤C3时，则所述中控单元确定注水系数α，α=α3；
若C3＜c≤C4时，则所述中控单元确定注水系数α，α=α4。
具体而言，本发明实施例中，所述中控单元根据确定的注水系数值αi对注水量进行计算，Qc=αi×Qz，设定i=1、2、3、4，设定注水量的最大值为Qmax，若Qc＞Qmax时，则以Qmax为计算出的需要的注水量，设置单次注水量的最大值，增加调整次数，提高注水效率。
具体而言，本发明实施例中，所述中控单元根据计算出的需要的注水量Qc对注水速度进行确定，设定标准注水时间为Tz，设定注水速度为V，所述中控单元计算注水速度V=Qc/Tz。本实施例中标准注水时间Tz的取值为24小时。
具体而言，本发明实施例中，所述中控单元内预设有标准注水速度Vz，若计算出的注水速度V＞Vz时，则所述中控单元控制延长注水时间为T，T=β×Tz，β表示注水时间系数。本实施例中标准注水速度Vz的取值为5立方米/小时。
具体而言，本发明实施例中，所述中控单元内预设有注水时间系数值β1、β2、β3、β4，其中，β1表示第一预设注水时间系数值，β2表示第二预设注水时间系数值，β3表示第三预设注水时间系数值，β4表示第四预设注水时间系数值，且1＜β1＜β2＜β3＜β4。
具体而言，本发明实施例中，所述中控单元内预设有注采速度差值V1、V2、V3、V4，其中，V1表示第一预设注采速度差值，V2表示第二预设注采速度差值，V3表示第三预设注采速度差值，V4表示第四预设注采速度差值，且V1＜V2＜V3＜V4。
具体而言，本发明实施例中，当需要调整注水时间时，所述中控单元根据实时计算出的注水速度V与标准注水速度的差值，对注水时间系数进行确定，
若V-Vz≤V1时，则所述中控单元确定注水时间系数β，β=β1；
若V1＜V-Vz≤V2时，则所述中控单元确定注水时间系数β，β=β2；
若V2＜V-Vz≤V3时，则所述中控单元确定注水时间系数β，β=β3；
若V3＜V-Vz≤V4时，则所述中控单元确定注水时间系数β，β=β4；
若V-Vz＞V4时，则所述中控单元确定注水时间系数β，β=β4。
具体而言，本发明实施例中，所述中控单元根据确定的注水时间系数值βi对注水时间进行计算，T=βi×Tz，并按延长后的注水时间结合需要的注水量对注水速度进行计算，若计算出的注水速度仍大于标准注水速度时，则对注水时间进行二次调整，直至注水速度小于等于标准注水速度，并按调整后的注水速度和注水时间进行注水操作。
具体而言，本发明实施例中，当完成注水操作后，所述中控单元根据实时计算出的注采参数判定是否需要注水操作，若需要注水时，则对注水量、注水速度进行计算并注水，直至计算出的注采参数判定结果不需要注水操作时停止注水；若不需要注水时，则所述中控单元根据实时接收到的电子压力计测量的压强值和分布式光纤温度传感器测量到的温度确定开采速度，设定开采速度为Vk=（T/T0+P/P0）×Vkz，其中，T表示实时测量的温度，T0表示预设温度，P表示实时测量的压强,P0表示预设压强，Vkz表示标准开采速度。
以上所述仅为本发明的优选实施例，并不用于限制本发明；对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。 凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种水平井多相流体测量装置，其特征在于，包括，
井下可视化成像测试仪，其用以测量井下流体的产出剖面，所述产出剖面包括流量、持水率、持气率和流速；
万向转接头，其与所述井下可视化成像测试仪连接，用以旋转所述井下可视化成像测试仪；
丢手，其与所述万向转接头连接，所述丢手内部设置有弱点，所述弱点在遇卡时能拉断；
光信号适配器，其用以将接收到的电信号转换为光信号，并经光纤进行传输；
电子压力计，其设置在所述光信号适配器的下方，用以监测井底流压，并将监测到的数据传输至光信号适配器；
分布式光纤温度传感器，其设置在所述光信号适配器的上方并与其连接，用以测量井筒的温度并将测量的温度传输至光信号适配器；
光纤连接头，其与所述光信号适配器连接，用以将光纤联结在一起；
连续油管连接头；
中控单元，其用以将接收到的电信号进行数据处理，所述电信号是由井下光纤采集到的光信号经过转换处理后得到，所述光信号适配器接收到的电信号包括所述井下可视化成像测试仪测量的电信号、电子压力计测量的电信号和分布式光纤温度传感器测量的电信号，所述中控单元接收到的电信号包括经过转换后的井下可视化成像测试仪测量的电信号、电子压力计测量的电信号和分布式光纤温度传感器测量的电信号；
所述中控单元根据实时接收到的液体的流速、持水率、持气率对注采参数进行计算，并根据计算出的注采参数确定是否需要进行注水，所述中控单元判定需要进行注水操作时，所述中控单元根据实时的注采参数与预设注采参数值进行比较确定出注水系数，所述中控单元根据注水系数结合标准注水量对需要的注水量进行计算；
所述中控单元根据计算出的需要的注水量对注水速度进行确定，当确定的注水速度大于预设标准注水速度时，所述中控单元根据实时计算出的注水速度与标准注水速度的差值对注水时间系数进行确定，所述中控单元根据注水时间系数和标准注水时间对注水时间进行延长调整，所述中控单元按照调整后的注水时间对注水速度进行二次确定，若二次确定后的注水速度仍大于标准注水速度时，则对注水时间进行再次调整，直至注水速度小于等于标准注水速度，所述中控单元计算出注水速度和注水时间；
当完成注水操作后，所述中控单元根据实时计算出的注采参数判定是否需要注水操作，若需要注水时，则对注水量、注水速度进行计算并注水，直至所述中控单元判定实时计算出的注采参数不需要注水操作时停止注水；若不需要注水时，则所述中控单元根据实时接收到的电子压力计测量的压强值和分布式光纤温度传感器测量到的温度确定开采速度。
2.根据权利要求1所述的水平井多相流体测量装置，其特征在于，所述中控单元根据实时接收到的液体的流速、持水率、持气率对注采参数进行确定，设定注采参数为c，
c=V/V0+Yw/Yw0+Yg/Yg0
其中，V表示液体的实时流速，V0表示液体的预设流速，Yw表示液体的实时持水率，Yw0表示液体的预设持水率，Yg表示液体的实时持气率，Yg0表示液体的预设持气率。
3.根据权利要求2所述的水平井多相流体测量装置，其特征在于，所述中控单元内预设有注采参数值C1、C2、C3、C4，其中，C1表示第一预设注采参数值，C2表示第二预设注采参数值，C3表示第三预设注采参数值，C4表示第四预设注采参数值，且C1＜C2＜C3＜C4；
所述中控单元内预设有注水系数值α1、α2、α3、α4，其中，α1表示第一预设注水系数值，α2表示第二预设注水系数值，α3表示第三预设注水系数值，α4表示第四预设注水系数值，且α1＜α2＜α3＜α4。
4.根据权利要求3所述的水平井多相流体测量装置，其特征在于，所述中控单元根据实时接收到的液体的流速、持水率、持气率计算出的注采参数c与注采参数值进行比较，确定是否需要进行注水，
若c＞C4时，则所述中控单元判定不需要进行注水操作；
若c≤C4时，则所述中控单元判定需要进行注水操作。
5.根据权利要求4所述的水平井多相流体测量装置，其特征在于，当所述中控单元判定需要进行注水操作时，设定需要的注水量为Qc，设定标准注水量为Qz，所述中控单元计算需要的注水量Qc=α×Qz，α表示注水系数。
6.根据权利要求5所述的水平井多相流体测量装置，其特征在于，所述中控单元根据实时的注采参数c与预设注采参数值进行比较，对注水系数进行确定，
若c≤C1时，则所述中控单元确定注水系数α，α=α1；
若C1＜c≤C2时，则所述中控单元确定注水系数α，α=α2；
若C2＜c≤C3时，则所述中控单元确定注水系数α，α=α3；
若C3＜c≤C4时，则所述中控单元确定注水系数α，α=α4；
所述中控单元根据确定的注水系数值αi对注水量进行计算，Qc=αi×Qz，设定i=1、2、3、4，设定注水量的最大值为Qmax，若Qc＞Qmax时，则以Qmax为计算出的需要的注水量。
7.根据权利要求6所述的水平井多相流体测量装置，其特征在于，所述中控单元根据计算出的需要的注水量Qc对注水速度进行确定，设定标准注水时间为Tz，设定注水速度为V，所述中控单元计算注水速度V=Qc/Tz；
所述中控单元内预设有标准注水速度Vz，若计算出的注水速度V＞Vz时，则所述中控单元控制延长注水时间为T，T=β×Tz，β表示注水时间系数。
8.根据权利要求7所述的水平井多相流体测量装置，其特征在于，所述中控单元内预设有注水时间系数值β1、β2、β3、β4，其中，β1表示第一预设注水时间系数值，β2表示第二预设注水时间系数值，β3表示第三预设注水时间系数值，β4表示第四预设注水时间系数值，且1＜β1＜β2＜β3＜β4；
所述中控单元内预设有注采速度差值V1、V2、V3、V4，其中，V1表示第一预设注采速度差值，V2表示第二预设注采速度差值，V3表示第三预设注采速度差值，V4表示第四预设注采速度差值，且V1＜V2＜V3＜V4。
9.根据权利要求8所述的水平井多相流体测量装置，其特征在于，当需要调整注水时间时，所述中控单元根据实时计算出的注水速度V与标准注水速度的差值，对注水时间系数进行确定，
若V-Vz≤V1时，则所述中控单元确定注水时间系数β，β=β1；
若V1＜V-Vz≤V2时，则所述中控单元确定注水时间系数β，β=β2；
若V2＜V-Vz≤V3时，则所述中控单元确定注水时间系数β，β=β3；
若V3＜V-Vz≤V4时，则所述中控单元确定注水时间系数β，β=β4；
若V-Vz＞V4时，则所述中控单元确定注水时间系数β，β=β4；
所述中控单元根据确定的注水时间系数值βi对注水时间进行计算，T=βi×Tz，并按延长后的注水时间结合需要的注水量对注水速度进行计算，若计算出的注水速度仍大于标准注水速度时，则对注水时间进行二次调整，直至注水速度小于等于标准注水速度，并按调整后的注水速度和注水时间进行注水操作。
10.根据权利要求9所述的水平井多相流体测量装置，其特征在于，当完成注水操作后，所述中控单元根据实时计算出的注采参数判定是否需要注水操作，若需要注水时，则对注水量、注水速度进行计算并注水，直至计算出的注采参数判定结果不需要注水操作时停止注水；若不需要注水时，则所述中控单元根据实时接收到的电子压力计测量的压强值和分布式光纤温度传感器测量到的温度确定开采速度，设定开采速度为Vk=（T/T0+P/P0）×Vkz，其中，T表示实时测量的温度，T0表示预设温度，P表示实时测量的压强,P0表示预设压强，Vkz表示标准开采速度。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110913837.5A CN113431553B (zh) | 2021-08-10 | 2021-08-10 | 水平井多相流体测量装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110913837.5A CN113431553B (zh) | 2021-08-10 | 2021-08-10 | 水平井多相流体测量装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113431553A true CN113431553A (zh) | 2021-09-24 |
| CN113431553B CN113431553B (zh) | 2021-12-03 |
Family
ID=77763141
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110913837.5A Active CN113431553B (zh) | 2021-08-10 | 2021-08-10 | 水平井多相流体测量装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113431553B (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115160499A (zh) * | 2022-06-01 | 2022-10-11 | 大庆亿莱检验检测技术服务有限公司 | 一种清洁暂堵转向剂及其制备方法 |
| WO2023164577A1 (en) * | 2022-02-23 | 2023-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Measurement of multi-phase wellbore fluid |
Citations (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5361632A (en) * | 1992-04-24 | 1994-11-08 | Chevron Research And Technology Company | Method and apparatus for determining multiphase holdup fractions using a gradiomanometer and a densitometer |
| US6028307A (en) * | 1997-09-28 | 2000-02-22 | Computalog Research | Data acquisition and reduction method for multi-component flow |
| US6281489B1 (en) * | 1997-05-02 | 2001-08-28 | Baker Hughes Incorporated | Monitoring of downhole parameters and tools utilizing fiber optics |
| GB0321910D0 (en) * | 2002-09-26 | 2003-10-22 | Sensor Highway Ltd | Fibre optic well control system |
| CN204476404U (zh) * | 2014-09-16 | 2015-07-15 | 燕山大学 | 一种光纤电导一体化探针传感器 |
| CN105404747A (zh) * | 2015-12-02 | 2016-03-16 | 北京航空航天大学 | 一种融合总流量与电导探针阵列信号的水平井持水率测量方法 |
| US20180058209A1 (en) * | 2016-08-30 | 2018-03-01 | Limin Song | Downhole Multiphase Flow Sensing Methods |
| CN109630094A (zh) * | 2018-07-23 | 2019-04-16 | 中国石油大学(北京) | 一种非常规泄压速度分析方法、装置、系统及可存储设备 |
| CN110541702A (zh) * | 2019-10-14 | 2019-12-06 | 中油奥博(成都)科技有限公司 | 基于分布式光纤传感的井下流体分布监测系统及监测方法 |
| CN110541704A (zh) * | 2019-09-10 | 2019-12-06 | 大庆亿莱检验检测技术服务有限公司 | 一种利用示踪剂评价致密油多段压裂井分段产水量的方法 |
| CN110671082A (zh) * | 2019-09-19 | 2020-01-10 | 大庆油田有限责任公司 | 一种砂岩油藏薄差油层注水井注入大剂量驱油液后井组的调整方法 |
| CN210660070U (zh) * | 2019-09-10 | 2020-06-02 | 大庆亿莱检验检测技术服务有限公司 | 一种剖面剩余油饱和度监测的全直径长岩心驱替装置 |
| CN111946324A (zh) * | 2020-08-21 | 2020-11-17 | 燕山大学 | 一种含可动部件的油气水多相流参数测井仪 |
-
2021
- 2021-08-10 CN CN202110913837.5A patent/CN113431553B/zh active Active
Patent Citations (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5361632A (en) * | 1992-04-24 | 1994-11-08 | Chevron Research And Technology Company | Method and apparatus for determining multiphase holdup fractions using a gradiomanometer and a densitometer |
| US6281489B1 (en) * | 1997-05-02 | 2001-08-28 | Baker Hughes Incorporated | Monitoring of downhole parameters and tools utilizing fiber optics |
| US6028307A (en) * | 1997-09-28 | 2000-02-22 | Computalog Research | Data acquisition and reduction method for multi-component flow |
| GB0321910D0 (en) * | 2002-09-26 | 2003-10-22 | Sensor Highway Ltd | Fibre optic well control system |
| CN204476404U (zh) * | 2014-09-16 | 2015-07-15 | 燕山大学 | 一种光纤电导一体化探针传感器 |
| CN105404747A (zh) * | 2015-12-02 | 2016-03-16 | 北京航空航天大学 | 一种融合总流量与电导探针阵列信号的水平井持水率测量方法 |
| US20180058209A1 (en) * | 2016-08-30 | 2018-03-01 | Limin Song | Downhole Multiphase Flow Sensing Methods |
| CN109630094A (zh) * | 2018-07-23 | 2019-04-16 | 中国石油大学(北京) | 一种非常规泄压速度分析方法、装置、系统及可存储设备 |
| CN110541704A (zh) * | 2019-09-10 | 2019-12-06 | 大庆亿莱检验检测技术服务有限公司 | 一种利用示踪剂评价致密油多段压裂井分段产水量的方法 |
| CN210660070U (zh) * | 2019-09-10 | 2020-06-02 | 大庆亿莱检验检测技术服务有限公司 | 一种剖面剩余油饱和度监测的全直径长岩心驱替装置 |
| CN110671082A (zh) * | 2019-09-19 | 2020-01-10 | 大庆油田有限责任公司 | 一种砂岩油藏薄差油层注水井注入大剂量驱油液后井组的调整方法 |
| CN110541702A (zh) * | 2019-10-14 | 2019-12-06 | 中油奥博(成都)科技有限公司 | 基于分布式光纤传感的井下流体分布监测系统及监测方法 |
| CN111946324A (zh) * | 2020-08-21 | 2020-11-17 | 燕山大学 | 一种含可动部件的油气水多相流参数测井仪 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 张冠中: "存储式井下含水分析仪的研制与应用", 《中国优秀博硕士学位论文全文数据库(硕士)工程科技Ⅰ辑》 * |
| 穆艳芳: "苏里格气田SQW区块天然气储层预测与评价", 《天然气与石油》 * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2023164577A1 (en) * | 2022-02-23 | 2023-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Measurement of multi-phase wellbore fluid |
| CN115160499A (zh) * | 2022-06-01 | 2022-10-11 | 大庆亿莱检验检测技术服务有限公司 | 一种清洁暂堵转向剂及其制备方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113431553B (zh) | 2021-12-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN113431553B (zh) | 水平井多相流体测量装置 | |
| CN110541702B (zh) | 基于分布式光纤传感的井下流体分布监测系统及监测方法 | |
| US6945095B2 (en) | Non-intrusive multiphase flow meter | |
| CN102031962B (zh) | 油气井井下微流量测量系统及方法 | |
| CN103353322B (zh) | 一种基于分布式光纤测温系统的土石堤坝浸润线监测方法 | |
| CN103061753A (zh) | 一种随钻井下流量测量监测早期溢流的装置 | |
| CN106767476A (zh) | 一种基于全光纤传感网络的边坡稳定性监测和滑坡预警预报方法 | |
| CN110344815A (zh) | 一种基于分布式光纤声音监测和分布式光纤温度监测的生产剖面监测方法 | |
| CN102830094A (zh) | 一种用于油井井下持气率测量的蓝宝石光纤探针传感器 | |
| CN112268642A (zh) | 基于分布式光纤传感的地下应力测量装置及测量方法 | |
| CN112031743A (zh) | 基于分布式光纤传感技术的井下流体识别装置及测量方法 | |
| CN103994846A (zh) | 围岩应力场分布测试装置及方法 | |
| CN102650606A (zh) | 一种流体介质界面的光纤传感检测装置及方法 | |
| CN113513302A (zh) | 基于分布式光纤水听器的井下流体监测系统及监测方法 | |
| CN112780257A (zh) | 基于分布式光纤传感钻井液漏失监测系统及监测方法 | |
| CN103573199B (zh) | 钻井液流变性在线测量装置 | |
| Li et al. | Design and optimization of the fiber-optic probe array for measuring gas holdup in oil-gas-water multiphase flow | |
| CN105628118A (zh) | 一种基于热力学的流量计及测量方法 | |
| CN113532523A (zh) | 基于碳纤维光纤复合杆的监测系统及监测数据解释方法 | |
| CN207488144U (zh) | 一种监测岩样中流体动态滤失的简易实验装置 | |
| CN110886609A (zh) | 一种用于提高低产高含水油井持水率测量精度的装置 | |
| CN105352558A (zh) | 一种井下光纤涡街流量计及井下流量测量方法 | |
| CN213543861U (zh) | 基于分布式光纤传感的地下应力测量装置 | |
| CN203441469U (zh) | 一种基于光纤激光器测速的流量计 | |
| CN114152371A (zh) | 基于分布式螺旋状铠装光缆的地下应力场测量装置及方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |