DE60021420T2

DE60021420T2 - Verbessertes verfahren und gerät zur vorhersage der eigenschaften eines fluids im loch eines wells

Info

Publication number: DE60021420T2
Application number: DE60021420T
Authority: DE
Inventors: Brian H. Samaroo
Original assignee: 3PM HOUSTON LLC
Current assignee: 3PM HOUSTON LLC
Priority date: 1999-12-21
Filing date: 2000-12-20
Publication date: 2006-04-27
Anticipated expiration: 2020-12-21
Also published as: ATE300041T1; CA2392618C; CA2392618A1; EP1240495B1; US6305216B1; ES2243334T3; EP1240495A1; NO20023024D0; NO322629B1; AU2072401A; WO2001046673A1; DE60021420D1; NO20023024L; EP1240495A4

Description

HINTERGRUND DER ERFINDUNG
Bereich der Erfindung
Die vorliegende Erfindung betrifft Öl- und Gasförderanlagen. Insbesondere betrifft die vorliegende Erfindung dabei ein verbessertes Verfahren und eine verbesserte Vorrichtung zum Vorhersagen der Zustandseigenschaften eines Mehrphasenfluids an einem beliebigen Punkt innerhalb der Fluidleitung einer Öl- und Gasförderanlage.
Beschreibung des Standes der Technik
Öl und Gas werden seit vielen Jahrzehnten aus unterirdischen Lagerstätten extrahiert. Dabei werden Bohrlöcher in die Erde getrieben, bis man auf eine Fluidlagerstätte trifft. Das unterirdische Fluid wird sodann extrahiert und für verschiedene Zwecke raffiniert. Bei den meisten Öl- und Gasförderanlagen handelt es sich bei dem extrahierten Fluid um ein Mehrphasengemisch aus Öl, Wasser und Gas. Das Gas selbst liegt in zwei Formen vor, und zwar als freies Gas und in einer Lösung mit Öl oder mit Wasser.
Die Überwachung der Fluidproduktion aus Öl- und Gasförderanlagen ist weiterhin eine wichtige Tätigkeit. Dabei ist die Überwachung nicht nur aus offensichtlichen wirtschaftlichen Gründen notwendig, sondern auch, um ernsthafte Probleme, etwa Lecks in den die Ölförderanlage bildenden Leitungen, anzuzeigen.
Derzeit wird von den Ölfeldservicefirmen ein Messwerkzeug physisch in der Strömungsleitung einer Förderanlage platziert, um Fluideigenschaften, wie etwa Temperatur, Druck und Gesamtströmungsrate, zu messen. Der Prozess des physischen Messens und Aufzeichnens der Strömung in einem Bohrloch wird als Production Logging bezeichnet. Im besten Fall kann ein Production Log eine genaue Momentaufnahme von Produktionsinformationen zu dem speziellen Zeitpunkt liefern, an dem die Messungen vorgenommen werden. Allerdings können sich diese Informationen relativ schnell ändern, und dies besonders in einer Förderanlage mit mehreren Produktionszonen, in der die Produktion in einer Zone die Produktion in einer anderen Zone beeinflussen kann. Die Production-Logging-Verfahren gemäß dem Stand der Technik, wie er beispielweise in der US-A-5635631 beschrieben ist, weisen noch einige andere Probleme auf. Zum einen besitzt das verwendete Messgerät eine bestimmte Größe, so dass es die durch das Messgerät zu messende Strömung stört und Fehler in die Messung und die darauf folgenden Berechnungen einführt. Daneben muss das Messgerät in der Förderanlage kalibriert werden. Unglücklicherweise muss die Produktion der Förderanlage während des Kalibrierens des Messgeräts eingestellt werden, so dass der Kalibrierungszeitraum zu einem Einnahmeverlust für den Eigentümer der Förderanlage führt. Herkömmliche Production-Logging-Verfahren sind daher nicht völlig zufriedenstellend.
Es besteht somit ein Bedarf nach einer Vielzahl unterschiedlicher Verfahren und/oder Vorrichtungen für das Production Logging, durch die die Produktionskapazität einer Öl- und Gasförderanlage genau gemessen werden kann, ohne dass die Fluidströmung während der Messung gestört wird, wobei genauer gesagt ein Bedarf nach dem Einsatz von zwei stabilisierten Oberflächen-Produktionstestreihen besteht, um so eine genauere Vorhersage der Ergebnisse einer Förderanlagenanalyse zu treffen. Zudem besteht beim Stand der Technik ein Bedarf nach einem Verfahren, bei dem die Förderanlage nicht während der Kalibrierung der Messinstrumente zur Gewinnung dieser stabilisierten Daten abgeschaltet werden muss. Es ist eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, die den bekannten Verfahren innewohnenden Probleme zu lösen und genaue Oberflächenproduktionstestinformationen zu liefern. Eine weitere Aufgabe der Erfindung besteht darin, am Bohrlochkopf vorhandene Ausrüstung zu nutzen, um eine Fernüberwachung der Förderanlagenproduktion zu ermöglichen.
ÜBERBLICK ÜBER DIE ERFINDUNG
Die vorliegende Erfindung löst die dem Stand der Technik innewohnenden Probleme. Das Bewertungsprogramm gemäß der vorliegenden Erfindung ist in der Lage, eine Reihe von Funktionen durchzuführen, die notwendig sind, um die Eigenschaften der Mehrphasenfluidströmung entlang der festgelegten Geometrie des Bohrlochs zu berechnen und dabei das Vorhandensein fehlerhafter Oberflächenproduktionstestdaten zu eliminieren oder zu reduzieren, indem es durch das Sammeln von Daten zu verschiedenen Zeitpunkten zutreffende Datenkombinatio nen liefert, um so zu bestimmen, ob stabilisierte, korrekte Produktionsdaten zur Verwendung bei der Förderanlagenanalyse vorhanden sind. Beim Einsatz dieser verbesserten Ausführungsform unterteilt ein Bewertungsprogramm das geometrische Profil ausgehend vom Bohrlochkopf bis hin zur letzten Lagerstätte in eine Reihe von einzelnen Segmenten festgelegter Dicke. Ausgehend vom Bohrlochkopf erfasst das Bewertungsprogramm Segment für Segment Bohrlochkopfdaten, bis der Endpunkt erreicht ist. Am Ausgangspunkt werden die Bohrlochkopftemperatur und der Bohrlochkopfdruck, das geometrische Profil des Bohrlochkopfes, die Bohrlochkopf-Gasproduktionsrate sowie die Öl-, Kondensat- und Wasserproduktionsrate bereitgestellt. Zur Bestimmung der Bedingungen am direkt unterhalb des Bohrlochkopfes befindlichen Segment interpoliert das Bewertungsprogramm das Temperaturprofil, um die Temperatur an dieser bestimmten Segmentstelle zu berechnen. In entsprechender Weise wird das geometrische Profil interpoliert, um die geometrische Konfiguration des Segments an dieser speziellen Stelle in der Fluidleitung zu bestimmen. Durch Verwendung der Gesamtströmungsrate im vorhergehenden Schritt (im vorliegenden Fall am Bohrlochkopf) wird ein geschätzter Druck für dieses spezielle Segment berechnet. Der geschätzte Druck, die geschätzte Temperatur und die geschätzte Geometrie werden zur Berechnung einer geschätzten Gesamtströmungsrate des Fluids an der speziellen Stelle im Bohrloch verwendet. Diese geschätzten Werte werden dazu eingesetzt, die Phasensegregation des Fluids in den jeweiligen Segmenten zu korrelieren, wobei sie sodann als Ausgangwerte für das nächste, tiefer liegende Segment im Bohrloch dienen. Diese Schritte werden wiederholt, bis der Endpunkt des Bohrlochs erreicht ist. Die verbesserte Ausführungsform sieht vor, dass ein Paar von stabilisierten Oberflächenproduktionstests dazu verwendet wird festzustellen, ob bei einer vorgegebenen Veränderung der Gesamtflüssigkeitsproduktionsrate zwischen den beiden Tests bei einer Veränderung der Gesamptroduktionsrate ein Minimalpunkt für die Druckveränderung vorhanden ist. Existiert ein solcher Minimalpunkt, dann ist das Paar von stabilisierten Oberflächenproduktionstest korrekt; ist dies nicht der Fall, so ist das Testpaar ungeeignet und weitere Testpaare sollten untersucht werden, bis ein korrektes Testpaar gefunden ist.
Dieses Verfahren ist auch zur Einschätzung der Phasensegregation des Fluids in der Förderanlage von Nutzen. Sobald die Phasensegregation während jedes Schritts in der Bohrlochgeometrie bestimmt werden kann, lassen sich auch die einzelnen Strömungsraten für Gas, Wasser und Öl berechnen. Diese Geschwindigkeitsraten sind nützlich, um zu bestimmen, ob offensichtliche Strömungsraten verluste auf einen Flüssigkeits-Dropout (retrograde Kondensation) des Gases zurückzuführen sind. Zudem können offensichtliche Fluidströmungsverluste oder -zunahmen in bestimmten Schritten zutreffend Thief-Zones bzw. Produktionszonen zugeordnet werden.
KURZBESCHREIBUNG DER ZEICHNUNG
1 zeigt ein Rechnersystem gemäß der vorliegende Erfindung;
2 zeigt ein herkömmliches Bohrloch;
3 zeigt ein Ablaufdiagramm des Verfahrens gemäß der vorliegenden Erfindung;
4 zeigt ein herkömmliches Bohrloch, das in Segmente unterteilt ist; und
5 zeigt ein Segment der Fluidleitung.
6 zeigt eine typische Öl- und Gasförderanlage, bei der die vorliegende Erfindung zum Einsatz kommt.
DETAILLIERTE BESCHREIBUNG DER BEVORZUGTEN AUSFÜHRUNGSBEISPIELE
Das Verfahren gemäß der vorliegenden Erfindung stellte eine Verbesserung gegenüber einem Verfahren dar, bei dem stabilisierte Oberflächentestdaten zur Bestimmung der Fluideigenschaften an den Zuström- und Abströmstellen in der Strömungsleitung (Bohrloch) eingesetzt werden. Das betreffende Fluid kann aus jeder beliebigen Förderanlage stammen, in der Gas und wenigstens eine andere flüssige Phase zusammengemischt und gefördert werden. Ein solches Fluid wird als Mehrphasenfluid bezeichnet. Das erfindungsgemäße Verfahren kann für jede Förderanlage eingesetzt werden, die eine der folgenden Fluidkombinationen erzeugt:

a) Gas, Öl und Wasser;
b) Gas und Öl;
c) Gas und Wasser;
d) Gas, Kondensat und Wasser, oder
e) Gas und Kondensat.

Dieses Verfahren lässt sich nicht für Trockengasbohranlagen oder Schwerölbohranlagen einsetzen. Außerdem kann das Verfahren gemäß der vorliegenden Erfindung auch nicht für Förderanlagen an Stabpumpen eingesetzt werden, bei denen die Fluide getrennt werden und der Bohrlochkopfdruck dem Atmosphärendruck nahezu entspricht.
Bei dem Verfahren gemäß der vorliegenden Erfindung werden die Strömungseigenschaften sowie Informationen, beispielsweise über die Tiefe der Produktionszonen (Einströmung) und die Tiefe der Thief-Zones (Ausströmung), ermittelt. Zudem lassen sich mit der vorliegenden Erfindung die Produktivitätsindizes (PI) bzw. Injektivitätsindizes (II) der Zonen bestimmen. Einströmungspunkte werden normalerweise auf die folgenden Faktoren zurückgeführt: produktive Zone, Punkte, an denen Flüssigkeit in die Strömungsleitung eingeleitet wird, Flüssigkeits-"Dropout" in einer Gasförderanlage, Gasinjektion in einer Gasinjektionsförderanlage mit kontinuierlicher Strömung, und Hebepunkte für eine Förderanlage mit elektrischer Tauchpumpe oder hydraulischer Pumpe. Ausströmungspunkte werden normalerweise auf die folgenden Faktoren zurückgeführt: Thief-Zones und Lecks in der Strömungsleitung.
Ein weiteres Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung betrifft eine verbesserte Ausführung, die sich bei Öl- oder Gasförderanlagen einsetzen lässt, sofern die Förderanlage eine der folgenden Fluidtypen am Bohrlochkopf erzeugt:

a) Gas, Öl und Wasser;
b) Gas und Öl; oder
c) Gas und Wasser.

Zur Durchführung des Verfahrens gemäß der ursprünglichen Erfindung werden drei Kategorien von Daten benötigt:

1) stabilisierte Oberflächenproduktionstestdaten,
2) Fluideigenschaftsdaten und
3) die geometrischen Profildaten der Strömungsleitungen.

Bei dem vorliegenden verbesserten Ausführungsbeispiel werden für jeden geeigneten Förderanlagentyp die folgenden Daten benötigt:

1. Zwei stabilisierte Oberflächenproduktionstests. Jeder Test muss die folgende Informationen beinhalten:
a) Gesamtgasproduktionsrate;
b) Gesamtölproduktionsrate;
c) Gesamtwasserproduktionsrate.

Die bei der ursprünglichen Erfindung benötigten stabilisierten Oberflächentestdaten wurden regelmäßig an der Produktionsanlage gewonnen, und zwar üblicherweise am Bohrlochkopf. Die benötigten stabilisierten Oberflächentestdaten waren:

a) der Bohrlochkopfdruck,
b) die Gasproduktionsrate, und
c) die Öl-, Kondensat- und Wasserproduktionsraten.

Der Einsatz von stabilisierten Oberflächentestdaten (Bohrlochkopfdaten) wurde bevorzugt, da die Ermittlung der Daten weniger kostenintensiv war als das Einführen von Messfühlern in die Fluidleitung. Zudem kommt es bei dem erfindungsgemäßen Verfahren, anders als bei dem bekannten Messfühlereinführ-Verfahren, nicht zu einer Ausfallzeit der Förderanlage.
Die benötigten Fluideigenschaftsdaten für das Verfahren gemäß der ursprünglichen Erfindung umfassen:

a) den API-Grad des Öls oder Kondensats
b) die relative Dichte von Wasser (falls vorhanden);
c) die relative Dichte des erzeugten Gases;
d) die Bohrlochkopftemperatur, und
e) die Bohrlochbodentemperatur.

Bei dem Verfahren gemäß der ursprünglichen Erfindung wurde die Strömungsleitung in eine Reihe von Segmenten unterteilt. Für jedes Segment wurden Geometrieprofildaten benötigt. Zu den für jedes Segment benötigten Daten gehörten:

a) die tatsächliche vertikale Tiefe,
b) die gemessene Tiefe, und
c) der (zum Berechnen der Querschnittsfläche verwendete) Innendurchmesser.

Üblicherweise werden diese Daten an spezifischen Punkten entlang der Fluidleitung ermittelt. Daten für dazwischenliegende Punkte werden unter Verwendung herkömmlicher Algorithmen interpoliert.
Die Informationen für den bei der verbesserten Ausführungsform benötigten stabilisierten Oberflächenproduktionstest müssen sich bei den beiden Tests unterscheiden, sofern nicht entweder die Gesamtölproduktionsrate oder die Gesamtwasserproduktionsrate für beide Tests null beträgt. Für die verbesserte Ausführungsform werden Daten benötigt, die als Förderanlagenfluid-PVT-Daten bekannt sind. Diese Daten müssen die folgenden Daten enthalten:

a) API-Grad des Öls;
b) relative Dichte des Gases;
c) relative Dichte des Wassers;
d) durchschnittliche Bohrlochkopftemperatur; und
e) durchschnittliche Bohrlochbodentemperatur.

Damit die verbesserte Ausführungsform funktioniert, muss zudem die gemessene Tiefe des Bohrlochkopfs, in der die Bohrlochkopf-Druckmessungen vorgenommen werden, bekannt sein. Es sei darauf hingewiesen, das der Referenzpunkt für diese Messung derselbe sein sollte wie für alle anderen Tiefenmessungs-Messwerte, die in den folgenden Punkten 4 und 5 erwähnt werden.
Zudem müssen die gemessene Tiefe am Ende jedes Segments der Leitung mit konstantem Innendurchmesser und der Innendurchmesser des Leitungssegments bestimmt werden. Diese Informationen sollten ausgehend vom Bohrlochkopf bis zum Boden der Förderanlage vorliegen.
Darüber hinaus sollte zusätzlich die gemessene Tiefe und die tatsächliche vertikale Tiefe des Endes jedes Leitungssegments bei einem konstanten Neigungswinkel vorliegen (Deviation Survey). Diese Informationen sollten ausgehend vom Bohrlochkopf bis zum Boden der Förderanlage vorhanden sein.
Diese Förderanlagendaten werden bei der vorliegenden verbesserten Ausführungsform zur Durchführung einer Mehrphasenströmungsmodellierung ausgehend vom Bohrlochkopf bis zum Boden der Förderanlage benötigt.
Das Verfahren gemäß der ursprünglichen Erfindung wurde am besten unter Einsatz eines digitalen Rechners durchgeführt. Dabei lief am digitalen Rechner zur Erzielung der gewünschten Ergebnisse ein die im Verfahren beschriebenen Schritte enthaltendes Softwareprogramm ab. Wie sich 1 entnehmen lässt, wird bei der verbesserten Ausführungsform ein Rechnersystem eingesetzt, das einen Arbeitsplatzrechner 30 enthält. Ein durchschnittlicher heutzutage erhältlicher Arbeitsplatzrechner reicht für diese Zwecke aus. Mit dem Arbeitsplatzrechner 30 ist ein Anzeigemonitor 32 verbunden, der in der Lage ist, die vom Softwareprogramm gelieferten Ergebnisse anzuzeigen. Eine Tastatur 34 und/oder eine Maus 38 werden zur Eingabe von die Förderanlage betreffenden Daten verwendet. Falls gewünscht, kann auch ein Drucker 36 mit dem Rechner 30 verbunden werden, um so Ausdrucke der Ergebnisse des Softwareprogramms herzustellen. Bei dem bevorzugten Ausführungsbeispiel der vorliegenden Erfindung bietet der Rechner 30 eine ausreichende Speicherkapazität, um alle Fluidinformationen für jedes Segment entlang der Förderanlage zu speichern. Die gespeicherten Informationen für jedes Segment können zusammen mit den Eingabedaten sodann an der Anzeigeeinheit 32 angezeigt oder am Drucker 36 ausgedruckt werden.
2 zeigt eine typische Öl- und Gasförderanlage. Die Förderanlage 10 besteht aus einer Lagerstätte 28, welche das gewünschte Fluid (üblicherweise Öl und/oder Erdgas) enthält. Ein Rohr 26 wird in den Boden gebohrt, bis es die Lagerstätte 28 erreicht. Sobald das Rohr 26 gebohrt wurde, dient es als Leitung zur Entfernung des Fluids aus der Lagerstätte 28. Entlang der Förderanlage 10 können mehrere Lagerstätten vorhanden sein.
Wie sich den 3 und 4 entnehmen lässt, fließt das extrahierte Fluid von der Lagerstätte 28 zum Bohrlochkopf 20. Eine Entnahmeleitung 24 führt das Fluid vom Bohrlochkopf 20 zu dem Abscheider 22, wo das Mehrphasenfluid in seine Be standteile, nämlich Öl, Wasser und Gas aufgeteilt wird. Das geometrische Profil eines typischen Segments ist in 5 gezeigt. Wie sich 5 entnehmen lässt, umfasst das geometrische Profil eines jeden Segments den Innendurchmesser 43, die gemessene Tiefe 42 und die tatsächliche vertikale Tiefe 40. Wie sich 4 entnehmen lässt, ist der Bohrlochkopf durch die Querschnittsfläche der Förderanlage entlang des vom Ausgangspunkt 21 (üblicherweise dem Bohrlochkopf 20) bis zum Endpunkt 23 (üblicherweise an der letzten Lagerstätte 28) verlaufenden Bohrlochs festgelegt. Diese Querschnittsfläche an jedem beliebigen Punkt der Förderanlage wird durch das Symbol "A" angegeben. Ein Satz aus Querschnittsflächen entlang dem Bohrloch ist mit dem Symbol "G" gekennzeichnet. Die Querschnittsfläche ist üblicherweise an mehreren Punkten entlang der Förderanlage bekannt. Für die Zwecke der vorliegenden Erfindung wird davon ausgegangen, dass das geometrische Profil vorab festgelegt ist und einen Satz der Eingabedatenwerten darstellt. Ein Schätzwert A an einem beliebigen Punkt entlang der Förderanlage kann mit Hilfe eines geradlinigen oder eines Kurven-Standardinterpolationsalgorithmus mit G als Eingabewert des Interpolationsalgorithmus bestimmt werden.
Wie das geometrische Profil so ist auch das Temperaturprofil der Förderanlage üblicherweise vom Ausgangspunkt 21 bis zum Endpunkt 23 bekannt. Bei der vorliegenden Offenbarung wird die Temperatur an einem beliebigen Punkt entlang der Förderanlage mit dem Symbol "T" wiedergegeben. Ein Satz aus Temperaturdaten entlang des Bohrlochs wird mit dem Symbol "H" gekennzeichnet. Das Temperaturprofil H wird für die Zwecke der vorliegenden Erfindung als vorab festgelegt betrachtet und stellt einen Satz der Eingabedatenwerte dar. Ein Schwätzwert für T an einem beliebigen Punkt entlang der Förderanlage kann durch Verwendung eines geradlinigen oder eines Kurven-Standardinterpolationsalgorithmus mit H als Eingabewert des Interpolationsalgorithmus bestimmt werden.
Zusätzlich zur Temperatur T und der Fläche A dienen zwei weitere Parameter zur Bestimmung der Fluideigenschaften an jeder beliebigen Stelle der Förderanlage. Bei diesen beiden Parametern handelt es sich um den Druck (der durch da Symbol "P" gekennzeichnet ist) und die Gesamtfluidströmungsrate (die durch das Symbol "W_t" gekennzeichnet ist). Die Gesamtfluidströmungsrate W_t wird durch die folgende Formel bestimmt: Wt = Wo + Ww + Wgf + Wgs wobei W_o die Strömungsrate des Öls, W_w die Strömungsrate des Wassers, W_gf die Strömungsrate des freien Gases und W_gs die Strömungsrate des in Lösung vorliegenden Gases angibt. Üblicherweise sind der Druck und die Gesamtströmungsrate nur am Bohrlochkopf bekannt. Die Gesamtströmungsrate W_ti kann selbst ein berechneter Wert sein, sofern die spezifische Dichte des Fluids am Bohrlochkopf bekannt ist. Der Bohrlochkopfdruck und die Bohrlochkopfgesamtströmungsrate bilden die beiden letzten Eingabedatenwerte für die vorliegende Erfindung.
Wie sich 3 entnehmen lässt, wird das Programm gestartet und die Eingabedatenwerte werden im Schritt 102 eingelesen. Die Eingabedatenwerte bestehen aus dem Temperaturprofil H, dem geometrischen Profil G, dem Bohrlochkopfdruck P_i, und der Bohrlochkopfgesamtströmungsrate W_t1. Die Eingabedaten werden im Schritt 104 kalibriert. Bei dem bevorzugten Ausführungsbeispiel der Erfindung führt ein benutzerfreundliches Softwareprogramm, ein sogenanntes Front-End, die Schritte 102 und 104 in 3 aus, wobei es auch dazu eingesetzt wird, die Eingabedaten für das Bewertungsprogramm zu formatieren.
Die Technik für die Mehrphasenströmungskorrelation wurde von Beggs und Brill definiert. Siehe Beggs, H. D. und Brill, J. P. "A Study of Two-Phase Flow in Inclined Pipes", Journal of Petroleum Technology (Many 1973), S. 607–619, worauf hier für alle Zweck Bezug genommen wird. Während heutzutage viele Mehrphasenströmungskorrelationen eingesetzt werden, ließ sich für die Beggs-und-Brill-Technik doch am einfachsten ein Programm für einen digitalen Rechner erstellen. Selbstverständlich kann ein Durchschnittsfachmann auf diesem Gebiet andere Techniken zur Mehrphasenströmungskorrelation verwenden, ohne den Rahmen der Erfindung zu überschreiten.
Um unnötige Berechnungen unbrauchbarer Daten zu vermeiden, werden die kalibrierten Daten im Schritt 106 überprüft. Falls die Eingabedaten unbrauchbar sind, so wird das Programm sofort im Schritt 130 beendet. Sind die Daten jedoch gültig, so wird Schritt 108 durchgeführt.
Im Schritt 108 wird die Länge des Bohrlochs in Abschnitte gleicher Länge unterteilt. Jeder Abschnitt wird als Segment bezeichnet und alle Segmente sind beim bevorzugten Ausführungsbeispiel 0,01 feet (0,3048 cm) voneinander entfernt.
Kürzere Segmentlängen erhöhen die Genauigkeit der Ergebnisse. Allerdings erhöhen Segmentlängen von weniger als 0,01 feet die Genauigkeit nicht in signifikanter Weise, während Segmentlängen von erheblich mehr als 0,01 feet allgemein unzuverlässige Resultate erbringen. Längere Förderanlagen müssen in eine größere Anzahl von Segmenten unterteilt werden. Dementsprechend muss der Rechner einen für die Aufnahme von Daten für jedes Segment ausreichenden Speicher aufweisen, falls solche Daten vom Benutzer angefordert werden. Gemäß Schritt 108 in 3 wird jedem Segment eine Nummer zugeordnet. Wie sich 4 entnehmen lässt, befindet sich das erste Segment (i) am Bohrlochkopf und das letzte Segment (j) an der letzten Lagerstätte. Die Segmente sind der Reihe nach angeordnet, d.h. i, i + 1, i + 2 ... j – 2, j – 1, j. Segmente an einem beliebigen Punkt entlang des Bohrlochs werden mit dem Buchstaben "k" bezeichnet, z.B. T_k oder P_k. In entsprechender Weise handelt es sich bei dem gegenüber dem Segment k im Bohrloch nächst tiefer liegenden nächsten Segment um das Segment k + 1.
Wie bereits erwähnt, ist der Bohrlochkopf die einzige Stelle, an der die Fluideigenschaften bekannt sind. Somit werden die Werte T_i, A_i, P_i und W_ti als Ausgangswerte verwendet und in die k-Register des Bewertungsprogramms T_k, A_k, P_k bzw. W_tk geladen (d.h. Einstellung k = i), wie sich dies dem Schritt 110 der 3 entnehmen lässt. Der Wert von k gibt die gegenwärtige Segmentnummer an.
Bei Vorgabe der beiden Oberflächenproduktionstests und anderer Bohrlochdaten werden die Daten anfangs vom PPPM kalibriert, um die tatsächlichen Bohrlochdaten der verwendeten Mehrphasenströmungskorrelation, bei der es sich beim PPPM-Programm um die Beggs- und Brill-Korrelation handelt, und den verschiedenen verwendeten Black-Oil-Modelle anzupassen. Dabei werden die gängigeren Black-Oil-Modelle eingesetzt, wobei diese gewählt werden, weil sie einfach zu programmieren sind. Sobald die Kalibrierung abgeschlossen ist, werden die Druckprofile für die Oberflächenproduktionstests in der Strömungsleitung berechnet. Die Profile werden ausgehend vom Bohrlochkopf berechnet, wobei sodann nach und nach in eine immer größere Messtiefe gegangen wird. Die Veränderungen im Profil geben Hinweise auf Einströmungs- und Ausströmungspunkte. Sobald der letzte Abschnitt der Strömungsleitung erreicht ist, sind die PPPM-Berechnungen abgeschlossen.
Sobald der Schritt 118 beendet wurde oder im Schritt 116 festgestellt wurde, dass W_t(k+1) und W_tk gleich sind, wird der Schritt 120 durchgeführt. Im Schritt 120 wird die Phasensegregation durch die bereits erwähnten Mehrphasenströmungskorrelationstechniken bestimmt. Wurde die Phasensegregation bestimmt, so können Unterschiede zwischen den Phasen im Segment k + 1 mit der Phasensegregation im Segment k verglichen werden. Diese Phasensegregationsunterschiede werden zur Berechnung von Strömungsgeschwindigkeiten der verschiedenen Phasen, d.h. der Ölgeschwindigkeit V_o(k+1), der Gasgeschwindigkeit V_g(k+1), der Wassergeschwindigkeit V_w(k+1) und schließlich der Gesamt(durchschnitts)geschwindigkeit des Fluids V_t(k+1) eingesetzt.
Im Schritt 122 wird eine Überprüfung vorgenommen, um festzustellen, ob alle Segmente adressiert wurden. Ist dies der Fall, so werden die Ergebnisse im Schritt 126 an die Anzeigeeinheit 32 und/oder an den Drucker 36 ausgegeben und das Programm wird beendet. Andernfalls wird k im Schritt 124 inkrementiert und das Programm mit dem Schritt 112 fortgesetzt. Die Ausführung des Programms wird fortgesetzt, bis alle Segmente adressiert wurden (z.B. k = j).
Für Standard-Öl- und Gasbohranlagen stellt das Verfahren gemäß der vorliegenden Erfindung die mittlere Tiefe der Produktion oder Injektion jeder Produktionszone oder Thief-Zone fest. Diese mittlere Tiefe der Produktion oder Injektion sollte der mittleren Perforationstiefe entsprechen. Ist dies nicht der Fall, so zeigt dies einen Formationsschaden und/oder ein Verstopfen der Fluidleitungsperforation an. Das Verfahren gemäß der vorliegenden Erfindung bestimmt zudem die Tiefe des Flüssigkeits-"Dropouts" entweder von Kondensat oder Wassers für eine Gasquelle, die Wasser und/oder Kondensat erzeugt. Letztere Information ist zur Bestimmung der Tiefe von Bedeutung, in der eine künstliche Hebeeinrichtung platziert werden sollte, um Probleme durch sich ansammelnde Flüssigkeit in einer Wasser und/oder Kondensat erzeugenden Gasquelle zu vermeiden. Im übrigen kann das Verfahren gemäß der vorliegenden Erfindung auch zwischen dem "Dropout" von Kondensat bzw. Wasser und einer Produktionszone bzw. einer Thief-Zone unterscheiden kann. Während der Absolutwert des PI oder II für jede Zone selbst bedeutungslos ist, kann ein Vergleich einzelner Zonen derselben Förderanlage oder von Daten für dieselbe Zone derselben Förderanlagen zu unterschiedenen Zeitpunkten genaue Ergebnisse liefern.
Bei einer Förderanlage mit kontinuierlicher Strömungsgasanhebung bestimmt das erfindungsgemäße Verfahren die Gasinjektionstiefe. Zudem kann das erfindungsgemäße Verfahren hier ebenso wie bei der zuvor beschriebenen Förderanlage zwischen dem "Dropout" von Kondensat bzw. Wasser und einer Produktionszone bzw. einer Thief-Zone unterscheiden. Der Index für jede Tiefe der Gasinjektion liefert eine Messung der Ventilleistung, während sich das Ventil im Bohrloch befindet. Bei einer Förderanlage, bei der eine elektrische Tauchpumpe (ESP), eine hydraulische Jetpumpe oder eine hydraulische Kolbenpumpe zum Einsatz kommt, liefert dieser Index in Pumptiefe eine Messung der Pumpenleistung, während die Pumpe sich im Bohrloch befindet. Schließlich liefert dieser Index für die Förderanlage an jeder ihrer Produktionszonen eine Messung der Förderanlagenproduktivität, der beim Stand der Technik nur durch eine Entnahme der Pumpe zum Testen der Produktionszonen gewonnen werden konnte.
Bei der in 6 gezeigten Förderanlage wird in einem typischen stabilisierten Oberflächenproduktionstest der Bohrlochkopfdruck am Punkt 1 gemessen, während die Gesamtgasproduktionsrate, die Gesamtölproduktionsrate und die Gesamtwasserproduktionsrate am Abscheider während eines Prüfzeitraums von etwa 4 bis 24 Stunden gemessen werden. Diese Oberflächenproduktionstestdaten werden ohne Einsatz der 3-Phasenmodulationstechnik auch dazu verwendet, technische und wirtschaftliche Entscheidungen über die Förderanlage zu fällen.
Aus diesen stabilisierten Oberflächenproduktionstestdaten wird normalerweise ein Gesamtmittelwert für den Testzeitraum ermittelt oder der Bohrlochkopfdruck-Anteil wird sofort nach Ende des Testzeitraums ermittelt, während für die Gesamtfluidproduktionsratenanteile für den Testzeitraum ein Mittelwert errechnet wird. Es wird davon ausgegangen dass sich über den Testzeitraum hinweg eine Stabilisierung einstellt. Bei beiden Methoden zur Ermittlung stabilisierter Oberflächenproduktionstestdaten treten die folgenden Operationsprobleme auf, die auf die Tatsache zurückzuführen sind, dass zwar der Bohrlochkopfdruck augenblicklich am Bohrlochkopf (Punkt 1 in 6) gemessen wird, jedoch sämtliche Gesamtfluidproduktionsraten nicht augenblicklich, sondern über einen Zeitraum hinweg am Abscheider in einigem Abstand zum Bohrlochkopf ermittelt werden (6):

1) Die Gesamtgasproduktionsrate am Bohrlochkopf ist geringer als die Gesamtgasproduktionsrate am Abscheider. Die Gesamtölproduktionsrate und die Gesamtwasserproduktionsrate bei Lagertankbedingungen entsprechen denjenigen am Bohrlochkopf und am Abscheider. Der Grund dafür, dass die Gesamtgasproduktionsrate am Abscheider höher ist als die Gesamtgasproduktionsrate am Bohrlochkopf, liegt darin, dass immer mehr Gas aus dem in Lösung vorliegenden Öl austritt, wenn der Druck sich verringert, während das Öl vom bei hohem Druck arbeitenden Bohrlochkopf zu dem bei niedrigerem Druck arbeitenden Abscheider gelangt; und
2) Fluktuationen in den Strömungsbedingungen am Bohrlochkopf, die durch die Lagerstätte bedingt sind, sind am Abscheider erst nach einer bestimmten Zeit bemerkbar. Die Strömungsleitung, die den Bohrlochkopf mit dem Abscheider verbindet, kann relativ lang sein, wodurch sich dieser Zeitraum noch verlängert.

Diese Betriebsprobleme können natürlich dazu führen, dass stabilisierte Oberflächenproduktionstestdaten unabhängig vom Mittelwertbestimmungsverfahren fehlerhaft sind. Die vorliegende Technologie setzt nun zwei stabilisierte Oberflächenproduktionstests ein, wobei jeder Test über einen anderen Zeitraum hinweg durchgeführt wird. Beim Einsatz dieser Technologie werden für die Tests zwei Testzeiträume benötigt, wobei Daten von verschiedenen Abschnitten jedes Testzeitraums dazu verwendet werden, zu bestimmen, ob eine zutreffende Datenkombination von zwei stabilisierten Tests vorhanden ist, die in der 3-Phasen-Modulationstechnik sowie anderen Technologien für technische und wirtschaftliche Zwecke bei Förderanlagen eingesetzt werden kann.
Bei der vorliegenden Technologie wird die Beggs-und-Brill-Korrelation zur Durchführung einer Mehrphasenströmungsmodellierung verwendet. Bei der Durchführung einer Mehrphasenströmungsmodellierung werden Black-Oil-Fluideigenschaftskorrelationen eingesetzt. Es sei darauf verwiesen, dass die dieser Technologie zugrundeliegende Theorie sowohl auf jeden verwendeten Mehrphasenströmungskorrelationstyp als auch auf jeden verwendeten Black-Oil-Fluideigenschaftskorrelationstyp anwendbar ist.
Falls eine Förderanlage mehr als eine Komplettierung aufweist, kann die vorliegende Technologie auf jede Komplettierung angewandt werden, solange die genannten Bedienungen erfüllt sind.
Zudem lässt sich diese Technologie bei einer Förderanlage mit künstlicher Anhebung einsetzten, solange die genannten Bedienungen erfüllt sind.

Claims

Verfahren zur Bestimmung der Eigenschaften eines Fluids über die Länge eines festgelegten Volumens hinweg, umfassend ein geometrisches Profil mit einem Anfangs- und einem Endpunkt, ein Temperaturprofil, eine Anfangstemperatur am Anfangspunkt, einen Anfangsdruck am Anfangspunkt und eine Anfangsgesamtströmungsrate an diesem Anfangspunkt, wobei das Verfahren durch die folgenden Schritte gekennzeichnet ist: a) Unterteilen des festgelegten Volumens zwischen dem Anfangs- und dem Endpunkt in eine Reihe einzelner Segmente, b) Interpolieren des Temperaturprofils zur Bestimmung einer geschätzten Temperatur im auf den Anfangspunkt folgenden nächsten Segment, c) Interpolieren des geometrischen Profils zur Bestimmung einer geschätzten Geometrie für dieses nächste Segment; d) Berechnen eines geschätzten Drucks für dieses nächste Segment unter Verwendung der geschätzten Temperatur, der geschätzten Geometrie und der Anfangsgesamtströmungsrate; e) Berechnen einer geschätzten Gesamtströmungsrate für diese nächste Segment unter Verwendung des geschätzten Drucks, der geschätzten Temperatur und der geschätzten Geometrie; f) Verwendung des geschätzten Drucks, der geschätzten Temperatur und der geschätzten Geometrie sowie der geschätzten Gesamtströmungsrate als Anfangsdruck, Anfangstemperatur, Anfangsgeometrie bzw. Anfangsgesamtströmungsrate für das auf das nächste Segment folgende Segment; g) Durchführen der Schritte b)–f) bis zum Erreichen des Endpunkts; h) Wiederholen der obigen Schritte a) bis g) zur Gewinnung mehrerer Sätze von Eigenschaften eines Fluids über die Länge des festgelegte Volumens hinweg während unterschiedlicher Prüfzeiträume; und i) Durchführen einer Mehrphasen-Strömungsmodellierung unter Verwendung der Fluideigenschaften zur Bestimmung, ob ein Minimalpunkt für jeden Satz von Fluideigenschaften vorhanden ist, wodurch sich ermitteln lässt, ob eine Veränderung in dem sich durch das festgelegte Volumen hindurchbewegenden Fluid aufgetreten ist.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Fluid eine Ölphase, eine Wasserphase, eine freie Gasphase und eine Gas-in-Lösung-Phase umfasst.
Verfahren nach Anspruch 2, wobei nach Durchführung des Schrittes e), jedoch vor Durchführung des Schrittes f), die geschätzte Gesamtströmungsrate mit der Anfangsgesamtströmungsrate verglichen wird.
Verfahren nach Anspruch 3, wobei ein Gesamtströmungsratendifferential berechnet wird, sofern die geschätzte Gesamtströmungsrate nicht der Anfangsgesamtströmungsrate entspricht.
Verfahren nach Anspruch 4, wobei das Gesamtströmungsratendifferential eine lineare Komponente und eine nicht-lineare Komponente umfasst.
Verfahren nach Anspruch 5, wobei die lineare Komponente des Differentials auf eine Phasenänderung des Fluids zwischen dem Anfangssegment und dem nächsten Segment zurückgeführt wird.
Verfahren nach Anspruch 5, wobei die nicht-lineare Komponente des Differentials auf eine Veränderung der Masse des Fluids im nächsten Segment zurückgeführt wird.
Verfahren nach Anspruch 7, wobei eine positive nicht-lineare Komponente einen Fluidverlust im nächsten Segment anzeigt.
Verfahren nach Anspruch 7, wobei eine negative nicht-lineare Komponente eine Erhöhung der Fluidmasse in der nächsten Phase anzeigt.
Verfahren nach Anspruch 6, wobei die Phasenänderung einer retrograden Kondensation zugeschrieben werden kann.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei nach Durchführung des Schrittes e), jedoch vor Durchführung des Schrittes f), unter Verwendung des geschätzten Drucks, der geschätzten Temperatur, der geschätzten Geometrie und der geschätzten Gesamtströmungsrate eine geschätzte Gesamtströmungsgeschwindigkeit für das nächste Segment berechnet wird.
Verfahren nach Anspruch 11, wobei der geschätzte Druck, die geschätzte Temperatur, die geschätzte Geometrie und die geschätzte Gesamtströmungsrate zur Berechnung einer geschätzten Phasenverteilung des Fluids für das nächste Segment eingesetzt werden.
Verfahren nach Anspruch 12, wobei die geschätzte Phasenverteilung und die geschätzte Gesamtströmungsgeschwindigkeit zur Berechnung einer Gasgeschwindigkeit, einer Wassergeschwindigkeit und einer Ölgeschwindigkeit eingesetzt werden.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Anfangsgesamtströmungsrate aus der relativen Dichte des Fluids am Anfangspunkt bestimmt wird.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei der Abstand zwischen den Segmenten 0,01 feet (0,30479 cm) beträgt.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei vor Durchführung des Schrittes a) die Anfangstemperatur, der Anfangsdruck, die Anfangsgeometrie und die Anfangsgesamtfluidströmungsrate kalibriert werden.
Computervorrichtung, umfassend eine Anzeigeeinheit, eine Eingabeeinheit eine Speichereinheit und einen Prozessor zur Durchführung eines Bewertungsprogramms, dadurch gekennzeichnet, dass das Bewertungsprogramm in der Lage ist, ein einen Anfangspunkt und einen Endpunkt eines festgelegten geometrischen Volumens umfassendes geometrisches Profil, ein Temperaturprofil, eine Anfangstemperatur an dem Anfangspunkt, einen Anfangsdruck an dem Anfangspunkt und eine Anfangsgesamtströmungsrate an dem Anfangspunkt zu lesen, wobei die Vorrichtung darüber hinaus in der Lage ist, a) das festgelegte Volumen zwischen dem Anfangs- und dem Endpunkt in eine Reihe von einzelnen Segmenten aufzuteilen; b) das Temperaturprofil zu interpolieren, um eine geschätzte Temperatur für das auf das Anfangssegment folgende nächste Segment zu bestimmen; c) das geometrische Profil zu interpolieren, um eine geschätzte Geometrie für dieses nächste Segment zu bestimmen; d) die geschätzte Temperatur, die geschätzte Geometrie und die Anfangsgesamtströmungsrate zur Berechnung eines geschätzten Drucks für das nächste Segment einzusetzen; e) den geschätzten Druck, die geschätzte Temperatur und die geschätzte Geometrie zur Berechnung einer geschätzten Gesamtströmungsrate für das nächste Segment einzusetzen; f) den geschätzten Druck, die geschätzte Temperatur und die geschätzte Geometrie sowie die geschätzte Gesamtströmungsrate als Anfangsdruck, Anfangstemperatur, Anfangsgeometrie bzw. Anfangsgesamtströmungsrate für das auf das nächste Segment folgende Segment einzusetzen; g) die Schritte b)–f) durchzuführen, bis der Endpunkt erreicht ist; h) die obigen Schritte a) bis g) zu wiederholen, um mehrere Sätze von Eigenschaften eines Fluids über die Länge eines festgelegten Volumens hinweg während unterschiedlicher Prüfzeiträume zu gewinnen; und i) eine Multiphasenströmungsmodellierung unter Verwendung der Fluideigenschaften durchzuführen, um zu bestimmen, ob ein Minimalpunkt für jeden Satz von Fluideigenschaften vorhanden ist, und um so zu ermitteln, ob eine Veränderung im sich durch das festgelegte Volumen hindurchbewegenden Fluid aufgetreten ist.
Vorrichtung nach Anspruch 17, wobei die Vorrichtung zusätzlich in der Lage ist, die geschätzte Temperatur für jedes der Segmente anzuzeigen.
Vorrichtung nach Anspruch 17, wobei die Vorrichtung zusätzlich in der Lage ist, den geschätzten Druck für jedes der Segmente anzuzeigen.
Vorrichtung nach Anspruch 17, wobei die Vorrichtung zusätzlich dazu in der Lage ist, die geschätzte Gesamtströmungsrate für jedes der Segmente anzuzeigen.
Vorrichtung nach Anspruch 17, wobei die Vorrichtung zusätzlich in der Lage ist, die geschätzte Geometrie für jedes der Segmente anzuzeigen.
Vorrichtung nach Anspruch 17, wobei die Vorrichtung zusätzlich in der Lage ist, eine geologische Abnahme bzw. Zunahme der geschätzten Gesamtströmungsrate für jedes der Segmente anzuzeigen.
Vorrichtung nach Anspruch 17, wobei die Vorrichtung zusätzlich in der Lage ist, den Grad der retrograden Kondensation für jedes der Segmente anzuzeigen.
Vorrichtung nach Anspruch 17, wobei die Vorrichtung zusätzlich in der Lage ist, die Phasentrennung eines Mehrphasenfluids für jedes der Segmente anzuzeigen.
Vorrichtung nach Anspruch 17, wobei die Vorrichtung zusätzlich in der Lage ist, die Geschwindigkeit des Fluids für jedes der Segmente anzuzeigen.
Vorrichtung nach Anspruch 17, wobei die Vorrichtung zusätzlich in der Lage ist, die Geschwindigkeit des einen Teil des Fluids bildenden Gases für jedes der Segmente anzuzeigen.
Vorrichtung nach Anspruch 17, wobei die Vorrichtung zusätzlich in der Lage ist, die Geschwindigkeit des einen Teil des Fluids darstellenden Öls für jedes der Segmente anzuzeigen.
Vorrichtung nach Anspruch 17, wobei die Vorrichtung zusätzlich in der Lage ist, die Geschwindigkeit des einen Teil des Fluids darstellenden Wassers anzuzeigen.