DE60306405T2

DE60306405T2 - Verfahren zum auswerten von in einem kohlenwasserstoffbohrloch während der produktion gemessenen daten

Info

Publication number: DE60306405T2
Application number: DE60306405T
Authority: DE
Inventors: Marian Faur; Remi Marcus
Original assignee: Schlumberger Technology BV
Current assignee: Schlumberger Technology BV
Priority date: 2002-09-03
Filing date: 2003-09-02
Publication date: 2007-07-05
Anticipated expiration: 2023-09-03
Also published as: RU2346155C2; MXPA05001620A; ATE331119T1; EP1552108B1; CA2497150C; EP1552108A1; CN1678815B; AU2003302748A1; US7099780B2; DE60306405D1; RU2005109415A; NO20051636L; GB0220389D0; CA2497150A1; GB2392731A; WO2004061268A1; CN1678815A; GB2392731B; US20060041382A1; NO336408B1

Description

Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum Interpretieren von Daten, die in einem Kohlenwasserstoffbohrloch in der Produktion erfasst werden.
Genauer ist das Verfahren der Erfindung so ausgelegt, dass es sicherstellt, dass die in dem Bohrloch während der Produktion erhobenen Daten richtig interpretiert werden, um die Strömungsbedingungen, d.h. die relativen Volumendurchflüsse in dem Bohrloch, genau zu kennen.
Um die Überwachungs- und Diagnosefunktionen in Kohlenwasserstoffbohrlöchern in der Produktion sicherzustellen, muss eine bestimmte Menge an Daten, hauptsächlich an physikalischen Daten, erfasst werden. Im Wesentlichen beziehen sich die Daten auf das mehrphasige Fluid, das in dem Bohrloch fließt (Durchfluss, Anteile seiner verschiedenen Phasen, Temperatur, Druck usw.). Außerdem können sie sich auf bestimmte Charakteristiken des Bohrlochs selbst (Unrundheit, Neigung) beziehen. Diese Daten ermöglichen z.B., bei allen Tiefen quantitativ Fluideintrittszonen und Fluidaustrittszonen zu identifizieren, um die entsprechenden Zonen bei Bedarf neu zu verstopfen oder neu zu durchlochen, wenn dies benötigt wird. Somit ermöglicht diese Überwachung, die Oberflächenproduktion unerwünschter Fluide wie Wasser zu minimieren und die Produktion wertvoller Fluide wie Öl zu maximieren.
Um diese Daten zu erfassen, besteht, wie insbesondere durch das Dokument FR-A-2 732 068 gezeigt ist, eine herkömmliche Lösung darin, zunächst mittels einer Schleudereinrichtung bzw. eines Spinners, die bzw. der in der Achse des Bohrlochs angeordnet wird, eine Gesamtmessung der Geschwindigkeit des in dem Bohrloch fließenden Fluids und zweitens Messungen (die lokal sein könnten), die es ermöglichen, die Anteile der verschiedenen Phasen des Fluids in bestimmten Gebieten des Bohrlochs zu bestimmen, vorzunehmen. Die Geschwindigkeitsmessung und die Ruheinhaltsmessungen werden in verschiedenen Tiefen vorgenommen. Die Ruheinhaltsmessungen werden mittels verschiedener Sensoren vorgenommen, die Sensoren des spezifischen Widerstands, optische Sensoren usw. sein können.
Zur Bestimmung des Durchflusses der verschiedenen Phasen des in dem Bohrloch fließenden Fluids wird aus den Messungen, die durch die vorhandene Vorrichtung vorgenommen werden, durch Multiplizieren der Messungen der Gesamtgeschwindigkeit (die aus der gemessenen Geschwindigkeit in der Mitte des Bohrlochs, multipliziert mit einem Koeffizienten typisch zwischen 0,6 und 1, besteht) mit dem Querschnitt des Bohrlochs an dem Ort, wo die Messung vorgenommen wird, der Durchfluss des Fluids über den Querschnitt des Bohrlochs berechnet. Daraufhin wird auf den Gesamtdurchfluss der Anteil angewendet, der sich auf die betrachtete Phase bezieht, wie sie durch den Sensor bestimmt wird.
Allerdings ist bekannt, dass die Verteilung der verschiedenen Phasen des in einem Ölbohrloch fließenden Fluids je nachdem, ob das Bohrloch vertikal, geneigt oder horizontal ist, variiert. Wegen des Unterschieds der Dichte der verschiedenen Phasen des Fluids werden die Phasen mit zunehmender Neigung des Bohrlochs fortschreitend geschichtet. Somit neigen die drei Phasen im Fall eines dreiphasigen Fluids, das Wasser, Öl und Gas enthält, dazu, übereinander zu fließen, wenn das Bohrloch horizontal oder stark geneigt ist. Folglich sind die Vereilung der Phasen in dem Bohrloch (Ruheinhalt der Phasen) und die Geschwindigkeit jeder Phase über den Querschnitt des Bohrlochs nicht gleichförmig: Um den Durchfluss jeder Phase zu berechnen, ist eine genauere Beschreibung dieser Funktionen über den Bohrlochquerschnitt erforderlich.
Wie in dem Dokument WO 01/11190 angegeben ist, wird diese Beschreibung mit Sensoren (z.B. lokalen Sonden und Mini-Schleudereinrichtungen) ausgeführt, die sich an verschiedenen bekannten Punkten des Querschnitts des Bohrlochs befinden. Dieses Dokument beruht auf der Beobachtung, dass der Durchfluss irgendeiner Phase des Fluids nicht gleich dem Produkt der Gesamtgeschwindigkeit (Durchschnittsgeschwindigkeit) des Fluids, multipliziert mit dem Querschnitt des Bohrlochs und mit dem Volumenanteil dieser Phase in dem fließenden Fluid, sondern eher das Produkt der Durchschnittsgeschwindigkeit der betrachteten Phase, multipliziert mit dem Querschnitt und mit dem Volumenanteil dieser Phase, ist.
Somit wird die Interpretation dieser Daten, die in jeder lokalen Schleuder einrichtung und Sonde erhoben werden, um die relativen Volumendurchflüsse bei allen Tiefen zu berechnen, zu einer sehr wichtigen Prozedur, um das Verhalten jedes Fluids, das den Bohrlochausfluss bildet, genau zu schätzen. Diese Interpretation erfordert tatsächlich eine Interpolation der Werfe auf der Grundlage eines Strömungsmodells, das auf die Ausflussströmung angewendet wird, wobei sich dieses Modell je nach den momentanen Strömungsbedingungen unterscheidet.
Das Dokument US 5,586,027 beschreibt ein Verfahren und eine Vorrichtung zum Bestimmen von Durchflüssen in mehrphasigen Fluidströmungsgemischen. Allerdings ermöglichen das beschriebene Verfahren und die beschriebene Vorrichtung die Bestimmung des aus einer Öl-Wasser-Strömung geschiedenen Wassers in einem Bohrloch mit einem bekannten Ablenkwinkel kleiner als 90°. Ferner erfordern das beschriebene Verfahren und die beschriebene Vorrichtung einen Kalibrierungsschritt, währenddessen mittels einer Oberflächentesteinrichtung, die verschiedene Bedingungen im Bohrloch simuliert, eine Menge vorgegebener Antwortkurven erzeugt werden.
Somit ist es eine Aufgabe der Erfindung, ein Verfahren zum Berechnen der relativen Volumendurchflüsse wenigstens einer der Phasen eines in einem Bohrloch fließenden mehrphasigen Ausflusses zu schaffen, wobei das Verfahren einen ersten Schritt des Erfassens lokaler Volumenanteile und lokaler Geschwindigkeiten der Phasen über einen Querschnitt des Bohrlochs bei einer bestimmten Tiefe umfasst, dadurch gekennzeichnet, dass das Verfahren ferner umfasst:

– Korrigieren der Messungen des lokalen Volumenanteils und/oder der lokalen Geschwindigkeit, um sie aneinander und/oder an die Ausflussströmungsbedingungen anzupassen;
– Auswählen eines geeigneten Strömungsmodells, das die Ausflussströmung mathematisch repräsentiert;
– Interpolieren der Messungen der lokalen Volumenanteile und der lokalen Geschwindigkeit durch das ausgewählte Strömungsmodell, um ein Volumenanteilprofil und ein Geschwindigkeitsprofil für wenigstens eine Phase des Ausflusses über den Querschnitt des Bohrlochs bei der Tiefe zu erhalten; und
– Berechnen der relativen Volumendurchflüsse der wenigstens einen Phase durch Integrieren des Volumenanteil- und des Geschwindigkeitsprofils über den Querschnitt des Bohrlochs bei der Tiefe.

Dieses Verfahren zum Berechnen der relativen Volumendurchflüsse der Phasen des Ausflusses ermöglicht, irgendeinen Faktor zu betrachten, der sich auf die Messeinrichtungen oder auf die Strömungsbedingungen bezieht, die lokalen Messungen ändern oder stören können.
Weitere Aufgaben und Vorteile der Erfindung gehen für den Fachmann auf dem Gebiet anhand der ausführlichen Beschreibung in Verbindung mit den gegebenen Figuren hervor:
1a und 1b repräsentieren ein schematisches Beispiel eines ersten Korrekturschritts, der an den Geschwindigkeitsmessungen vorgenommen werden kann;
2a und 2b repräsentieren ein schematisches Beispiel eines zweiten möglichen Korrekturschritts für die Menge der Messungen der lokalen Geschwindigkeit und des lokalen Ruheinhalts;
3a und 3b sind ein schematisches Beispiel eines dritten möglichen Korrekturschritts;
4 repräsentiert ein Beispiel einer Interpolation gemäß einem ausgewählten Strömungsmodell, die an Messungen des lokalen Ruheinhalts ausgeführt wird;
5 ist ein schematisches Diagramm eines Beispiels eines Ablaufplans, der das Verfahren der Erfindung realisiert;
6a, 6b und 6c zeigen graphische Darstellungen von Ruheinhaltswerten, die gemäß der Erfindung gemessen und bestimmt worden sind;
7a, 7b und 7c zeigen graphische Darstellungen von Geschwindigkeitswerten, die gemäß der Erfindung gemessen und bestimmt worden sind;
8 zeigt eine Darstellung der Strömungsgeschwindigkeit in einem Rohr gemäß dem Poiseuille-Modell; und
9 zeigt eine Darstellung der Strömungsgeschwindigkeit in einem Rohr gemäß dem Modell der EP 0519809 .
Wie durch die Anmelder bereits in WO 01/11190 erläutert worden ist, müssen, um die Volumenanteile der Fluide eines mehrphasigen Ausflusses bei einer gegebenen Tiefe des Bohrlochs und die relativen Volumendurchflüsse der Fluide zu identifizieren, die lokalen Volumenanteile (üblicherweise Ruheinhalt genannt) jedes Fluids (typisch Öl, Wasser und Gas) und die lokale Geschwindigkeit jedes von diesen bestimmt werden. Wie in diesem Dokument angegeben ist, wird der Volumendurchfluss Q_i(z, t) zu einer Zeit (t) für ein gegebenes Fluid (i) (wobei i w, Wasser, o, Öl, g, Gas, sein kann) über eine einfache Integration eines lokalen Fluidruheinhalts (h_i), multipliziert mit einer lokalen Fluidgeschwindigkeit (v_i), über den Bohrlochquerschnitt (S) bei einer momentanen Tiefe (z) gemäß dem folgenden Prinzip berechnet:

– v_i und h_i sind zwei Funktionen der dreidimensionalen Position und der Zeit (x, y, z, t).
– z sei die Richtung senkrecht zu dem Bohrlochquerschnitt bei der momentanen Tiefe und x der Schnitt der vertikalen Ebene und des Rohrquerschnitts. Der lokale Volumendurchfluss zur Zeit t und für i = w, o oder g ist dann: Qi(z, t) = ∫ Sνi·hi·dS

Falls das Bohrloch vertikal ist, ist die Dynamik des Systems derart, dass die Geschwindigkeit und der Ruheinhalt weiter eine Funktion des Fluids und der Tiefe (z) sind, aber (in einer ersten Näherung) gleichförmig über den Bohrlochquerschnitt S sind. Die obige Beziehung vereinfacht sich dann zu: Qi(z, t) = Vi(z)·Hi(z)·S(z)wobei Vi und Hi die konstanten Werte von v_i bzw. h_i über den Querschnitt S sind.
Falls das Bohrloch nicht vertikal ist, kann die erstere Vereinfachung nicht vorgenommen werden, da h_i und v_i nicht mehr über den Querschnitt gleichförmig sind. Somit wird eine genauere Beschreibung der Geschwindigkeits- und Ruheinhaltsprofile über den Bohrlochquerschnitt benötigt, um Q_i bei jeder Tiefe zu berechnen. In einem ersten Schritt des Verfahrens gemäß der Erfindung werden über lokale Sensoren, die sich an verschiedenen bekannten Positionen des Querschnitts befinden, Messungen des lokalen Ruheinhalts für jede Phase und der lokalen Geschwindigkeiten erhoben.
Somit wird die Berechnung von Q_i im Fall eines mehrphasigen Fluids, das in einem abgelenkten Bohrloch fließt, zu einer komplizierteren Prozedur, da sie die Interpolation der Messwerte auf der Grundlage von Strömungsmodellen umfasst, die je nach den momentanen Strömungsbedingungen variieren können. In dieser Art der Interpretation ist die Ablenkung ein wesentlicher Einflussparameter, wobei der Bereich der Strömungsmuster, die in diesen Bohrlöchern festgestellt werden können, sehr breit ist. Somit ist es sehr wichtig, jeden Faktor zu berücksichtigen, der das Strömungsmuster ändern kann, jedoch ebenfalls sorgfältig irgendeine erhobene lokale Messung zu prüfen, da kleine Unzulänglichkeiten oder Fehler zu einem großen Fehler bei der Definition des Strömungsmodells und folglich bei den lokalen Volumendurchflüssen führen können.
Somit ist das Verfahren der Erfindung entwickelt worden, um eine maximale Anzahl von Fehlern zu überwinden, die die Messungen des lokalen Volumenanteils und der lokalen Geschwindigkeit, die in dem Bohrloch erfasst werden, verfälschen können. Folglich ist es auf der Grundlage von Messungen, die sehr nahe zu den realen Strömungsbedingungen sind, möglich, das am besten geeignete Strömungsmodell zu bestimmen, das zu zuverlässigen Phasenprofilen des Volumenanteils und der Geschwindigkeit über den Bohrlochquerschnitt führt. Die Hauptschritte des Verfahrens der Erfindung umfassen einen Korrekturschritt, einen Schritt, in dem das Strömungsmodell gewählt wird, einen Interpolationsschritt und einen Berechnungsschritt, um die relativen Volumendurchflüsse zu bestimmen. Allerdings ist es wichtig anzumerken, dass diese Schritte in nahezu irgendeiner Reihenfolge ausgeführt werden können. Zum Beispiel ist es möglich, zunächst das Strömungsmodell zu wählen und danach die Messungen zu korrigieren. Außerdem ist es möglich, den gleichen Schritt zweimal auszuführen.
Zum Beispiel ist es möglich, ein Strömungsmodell zu wählen, den Korrekturschritt auszuführen und daraufhin je nach den Korrekturen, die vorgenommen wurden, ein zweites Strömungsmodell zu wählen. Außerdem ist es möglich, einen Teil der Korrekturen an den lokalen Messungen zu behandeln, das Strömungsmodell zu wählen und daraufhin diese Messungen erneut zu korrigieren. Schließlich kann nur ein Teil der Korrekturen vorgenommen werden, die im Folgenden ausführlich erläutert werden, wobei der Korrekturschritt eine veränderliche Anzahl von Korrekturen umfassen kann.
Wie oben erläutert wurde, erfordert das Verfahren der Erfindung die Erfassung zweiter wesentlicher lokaler Messungen: des lokalen Ruheinhalts (der Volumenanteile der verschiedenen Phasen) und der lokalen Geschwindigkeiten, wie es oben erläutert wurde. Allerdings werden zum Berechnen der relativen Volumendurchflüsse jeder Phase weitere Daten benötigt: die Kabelgeschwindigkeit und die Geometrie des Bohrlochs. Da die Messungen der lokalen Geschwindigkeit mit einem Werkzeug erfasst werden, das in das Bohrloch abgesenkt worden ist (es wird angemerkt, dass diese Daten entweder erfasst werden können, wenn das Werkzeug abgesenkt ist oder wenn es zurückgetrieben ist), ist es notwendig, diese Kabelgeschwindigkeit von den Messungen der lokalen Geschwindigkeit zu subtrahieren. Die Geometrie des Bohrlochs umfasst die Kenntnis seiner Ablenkung und seines Durchmessers (wenn vorausgesetzt wird, dass es kreisförmig ist) oder seiner Unrundheit. Außerdem ist es wichtig, die Position des Werkzeugs in dem Bohrloch (z.B. die relative Richtung: Zentralisierung, Nichtzentralisierung, Neigung des Werkzeugs) zu kennen, um die Position der Sensoren zu berechnen. Die Kenntnis der Rheologie (Viskosität, Dichte ...) der Fluide hilft ebenfalls bei der Optimierung der Interpretation der Daten.
Die lokalen Ruheinhaltsmessungen ermöglichen die Bestimmung der lokalen Volumenanteile der Fluide, die bei einer bestimmten Tiefe des Bohrlochs vorhanden sind. Je nach der Ausflusszusammensetzung können die Messmittel entweder eine Dreiphasenunterscheidung (Öl, Wasser und Gas) oder eine Zweiphasenunterscheidung (Öl und Wasser z.B. mit elektrischen Sonden) zulassen. Zum Beispiel können die Messmittel einige lokale elektrische Sonden, die den Wasserruheinhalt messen, und/oder einige lokale optische Sonden, die den Gasruheinhalt messen, sein. Wenn die Strömung dreiphasig ist, wird eine Kombination dieser zwei Sondenarten benötigt: der Ölruheinhalt wird leicht aus den zwei anderen Ruheinhalten abgeleitet. Diese Kombination der Messungen aller Sonden, um den Ölruheinhalt abzuleiten, kann in irgendeinem Schritt des Verfahrens der Erfindung erfolgen. Falls der Ausfluss zweiphasig ist, ist nur ein Sondentyp notwendig, wobei es keine Kombination gibt. Falls der Ausfluss einphasig ist, ist der Ruheinhalt bedeutungslos. Außerdem können die Messmittel einige Schleudereinrichtungen umfassen, die die Werte der lokalen Geschwindigkeit erfassen, siehe WO 01/11190.
Im Folgenden sind die verschiedenen Korrekturen beschrieben, die auf die lokalen Messungen angewendet werden können, wobei irgendwelche dieser Korrekturen je nach den Messmitteln und nach den Strömungsbedingungen in dem Korrekturschritt des Verfahrens der Erfindung enthalten oder nicht enthalten sein können.
In einer ersten Ausführungsform kann der Korrekturschritt der Erfindung die Korrektur bekannter systematischer Messfehler umfassen. Tatsächlich wird die Genauigkeit der Messmittel häufig durch systematische Fehler beeinflusst. Da sie von einem weiteren gemessenen Parameter bzw. von einigen weiteren gemessenen Parametern abhängen, die nur dann erreichbar sind, wenn die Messungen erhoben werden, können sie im allgemeinen üblicherweise nicht in der Sensorkalibrierung berücksichtigt werden. In einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung ist diese Korrektur die erste des Korrekturschritts. Die Korrektur der systematischen Fehler betrifft z.B. die Schleudereinrichtungen. Die Wirksamkeit der Schleudereinrichtungen könnte durch die Position dieses Sensors an dem Werkzeug beeinflusst werden. Je nach dieser Position können die Messungen der lokalen Geschwindigkeit durch die Strömungsstörungen beeinflusst werden, die durch das Werkzeug selbst eingeführt werden. In einem einfachen Korrektur modell ist die anzuwendende Korrektur dann ein fester Koeffizient. Allerdings kann sie – in einem erweiterten Korrekturmodell – z.B. außerdem eine Funktion der Bohrlochquerschnittsfläche, der Werkzeugposition (der relativen Richtung) und der tatsächlich gemessenen Geschwindigkeit sein. Weitere systematische Fehler können außerdem an lokalen Ruheinhaltssensoren oder an optischen Sonden erfolgen.
In einer zweiten Ausführungsform kann der Korrekturschritt außerdem eine Prüfung der lokalen Messungen umfassen, die für den Phasenvolumenanteil und/oder für die Geschwindigkeit erfasst werden. Tatsächlich kann die Menge lokaler Messungen (Phasenvolumenanteile oder Geschwindigkeiten), die durch die Messmittel erfasst worden sind, eine gewisse Inkohärenz darstellen, die offensichtlich genug ist, um ermittelt zu werden, bevor irgendeine andere Verarbeitung ausgeführt wird. Der Zweck dieser Korrektur ist es somit zu prüfen, dass alle gemessenen Daten der gleichen Art untereinander kohärent sind. Falls eine Inkohärenz identifiziert wird, wird eine Korrektur realisiert. Die 1a und 1b repräsentieren ein Beispiel dieser Korrektur, die an den Messungen der lokalen Geschwindigkeit ausgeführt wird. 1a zeigt die vertikale Verteilung der Geschwindigkeitssensoren, die sich an den Positionen 0, 1, 2, 3 in dem Bohrlochquerschnitt befinden, wo die Strömung stationär ist, und 1b zeigt die Korrektur einer fehlerhaften Messungsmenge.
Falls der Sensor 1 und der Sensor 3 einen positiven (von null verschiedenen) Geschwindigkeitswert messen, sollte der Sensor 2 (der sich zwischen den Sensoren 1 und 3 befindet) ebenfalls einen positiven (von null verschiedenen) Wert messen. Falls der Sensor 2 einen negativen Wert oder den Wert 0 misst, kann seine Messung als fehlerhaft betrachtet werden. Eine einfache Korrektur ist es zu entscheiden, diese Messung zu ignorieren, während die folgende Interpretation durchgeführt wird. Eine weitere Lösung ist es, den Wert des Sensors 2 als den Durchschnitt der beiden Werte des Sensors 1 und des Sensors 3 einzustellen, wie es in 1b dargestellt ist.
Es wird nun angenommen, dass 1a eine stationäre zweiphasige Wasser/Öl-Strömung repräsentiert und dass entlang des vertikalen Durchmessers des Bohrlochquerschnitts 4 elektrische Sonden positioniert sind, wobei diese Sonden mit einer Nummer 0 bis 3 von unten nach oben angeordnet sind. Falls der Sensor 0 0% Wasserruheinhalt zeigt und die Sonden 1 oder 2 streng positiven Wasserinhalt zeigen, muss wenigstens eine Sensormessung als fehlerhaft erklärt werden, da diese Menge von Messungen physikalischen Grundprinzipien nicht entspricht. Eine einfache Korrektur ist es, diese Messung entweder zu ignorieren oder der Messung des Sensors 0 z.B. den gleichen Wert wie der Messung des Sensors 1 zu geben.
Außerdem kann der Korrekturschritt eine Prüfung auf wechselweise Konformität der Daten umfassen. Wenn die einfachsten Messfehler korrigiert worden sind, kann eine fortgeschrittenere Prüfung vorgenommen werden. Nachdem die Kohärenz der Messungen vom selben Typ verglichen worden ist, muss ihre wechselweise Kohärenz geprüft werden, wobei sie korrigiert werden müssen, wenn sie identifiziert worden sind. Üblicherweise werden die Messungen des lokalen Ruheinhalts mit den Messungen der lokalen Geschwindigkeit verglichen.
Die 2a und 2b stellen ein Beispiel dieser Korrektur dar. Im Fall einer zweiphasigen geschichteten Öl/Wasser-Strömung (die als stationär angenommen ist) sind die Geschwindigkeit des Wassers und die Geschwindigkeit des Öls – näherungsweise – beide gleichförmig. Es wird angenommen, dass die Ruheinhalts- und Geschwindigkeitssensoren gekoppelt sind: Entlang des vertikalen Durchmessers des Bohrlochquerschnitts sind Paare eines Ruheinhaltssensors und eines Geschwindigkeitssensors ortsgleich, wobei, wie in 2a gezeigt ist, die mit 0 bis 3 nummerierten Geschwindigkeitssensoren auf der linken Seite des Strömungsquerschnitts sind und die mit 4 bis 7 nummerierten Wasserruheinhaltssensoren auf der rechten Seite von ihm angeordnet sind. Es wird angemerkt, dass sich im Folgenden «o» auf Öl bezieht, «w» auf Wasser bezieht und «g» auf Gas bezieht.
Falls die Ablenkung von 90° (horizontales Bohrloch) verschieden ist, sind Vo und Vw verschieden. Es wird der Fall betrachtet, dass die Ablenkung 89° ist. Wegen bekannter physikalischer Prinzipien ist dann Vo größer als Vw.
Falls die Geschwindigkeitsmessungen die in 2b in dem Diagramm auf der rechten Seite dargestellten sind, gibt es eine offensichtliche Inkohärenz der Geschwindigkeitsmessungen und der Ruheinhaltsmessungen, die in dem Diagramm auf der linken Seite gezeigt sind. Tatsächlich gibt der Ruheinhalt 2 an, dass sich die Öl/Wasser-Grenzfläche unter seiner momentanen Position befindet, während der Geschwindigkeitssensor 6 dazu neigt zu zeigen, dass sich diese Grenzfläche über dem Sensor befindet. Je nach dem relativen Vertrauen in die gemessene Geschwindigkeit und in den gemessenen Ruheinhalt muss dann an den einen oder an beiden Daten (möglicherweise an beiden) eine Korrektur realisiert werden.
Außerdem ist es möglich, zu dem Korrekturschritt eine weitere Korrektur hinzuzufügen, die auf die Verfeinerung der Menge der Messungen gerichtet ist. Diese Korrektur beruht auf einer näheren Analyse der Geschwindigkeitsmessungen, um das Ergebnis dieser Analyse in die Menge der Ruheinhaltsmessungen über einen fiktiven Punkt einzuspeisen, der diese Ruheinhaltsmenge präzisiert. Außerdem ist es möglich, die umgekehrte Prozedur zu behandeln und die Menge von Ruheinhaltsmessungen zu analysieren, um eine fiktive Geschwindigkeitsmessung einzuspeisen, die das Ergebnis der Analyse der Geschwindigkeitsmenge genauer macht.
In den 3a und 3b ist ein Beispiel dieser Verfeinerungskorrektur zu sehen. Es wird angenommen, dass das Strömungsmuster eine zweiphasige geschichtete Öl/Wasser-Strömung (stationär) ist und dass die Geschwindigkeit des Wassers und die Geschwindigkeit des Öls näherungsweise beide gleichförmig sind. In 3a sind die Ruheinhaltssonden und die Geschwindigkeitssensoren entlang des vertikalen Durchmessers des Bohrlochquerschnitts nicht ortsgleich, sondern schief positioniert, wobei die mit 0 bis 3 nummerierten Ruheinhaltssensoren auf der linken Seite des Bohrlochs sind und die mit 4 bis 7 nummerierten Geschwindigkeitssensoren auf der rechten Seite sind. Wie in 3b dargestellt ist, wird die Menge der Ruheinhaltsmessungen dazu verwendet, die Menge der Geschwindigkeitsmessungen zu verbessern. Der Ruheinhaltssensor 2 misst 60 Wasservolumenanteil. Dies gibt an, dass dieser Sensor an der Öl/Wasser-Grenzfläche positioniert ist. Dagegen sehen die Geschwindigkeitssensoren diese Grenzfläche nicht, da sie sich entweder in dem Öl oder in dem Wasser befinden. Folglich ist es möglich, aus den Ruheinhaltsmessungen, die die Position der Grenzfläche geben, diese Informationen in die Geschwindigkeitsmessungen einzuspeisen. Dies kann durch Hinzufügen virtueller Geschwindigkeitspunkte direkt über bzw. unter der Grenzfläche in der Nähe des oberen realen gemessenen Punkts 6 und des unteren realen gemessenen Punkts 5 erfolgen.
Falls das ausgewählte Modell eine zweiphasige Flüssigkeits/Gas-Strömung in der Nähe eines horizontalen Bohrlochs (z.B. 90° Auslenkung) ist, ist es möglich, dass die Ruheinhaltssensoren kein Gas ermitteln, da dieses Letztere ganz oben auf dem Bohrlochquerschnitt fließt. Falls der höchste Geschwindigkeitssensor über dem höchsten Ruheinhaltssensor ist, kann dieser Geschwindigkeitssensor eine erhöhte Geschwindigkeit ermitteln. Dieses Merkmal gibt die Anwesenheit von Gas an, während das nicht korrigierte Ruheinhaltsinterpolationsprofil diese Anwesenheit ignoriert hätte. Folglich kann ein virtueller Gasruheinhaltssensor an derselben Position wie der höchste Geschwindigkeitssensor hinzugefügt werden und sein Messwert so eingestellt werden, wie wenn er 100 Gas sehen würde (bei 90° Ablenkung und für momentane Strömungsgeschwindigkeiten ist es vernünftig, eine geschichtete Strömung zu haben).
Es ist wichtig anzumerken, dass der Korrekturschritt eine, mehrere oder alle diese Korrekturprozeduren umfassen kann. Darüber hinaus können diese Korrekturen gleichgültig in irgendeiner Reihenfolge eine nach der anderen ausgeführt werden oder ist es ebenfalls möglich, zwischen einer von ihnen die Auswahl des Strömungsmodell aufzunehmen, das es ermöglicht, diese Mengen von Messungen zu interpolieren.
Das Strömungsmodell ist eine Kombination eines vorgegebenen Ruheinhaltsprofils und Geschwindigkeitsprofils, die einem bekannten Strömungsmuster entspricht. Um irgendeinen Strömungstyp zu beschreiben, der in einem Bohrloch festgestellt werden kann, sind verschiedene Strömungsmodelle erstellt worden. Es sind Beispiele von Strömungsmodellen bekannt:
Das in 8 dargestellte Poiseuille-Modell ist das klassische, das eine laminare einphasige Strömung in einem vertikalen Zylinderrohr repräsentiert. Dieses Modell bringt eine eindimensionale Binomialfunktion des Radius mit den Geschwindigkeitsmessungen in Übereinstimmung. Die Ruheinhaltsmessungen sind bedeutungslos. Da die Geschwindigkeiten üblicherweise zu hoch sind, als dass die Strömung laminar bleibt, und die Strömung in den meisten Fällen turbulent ist, wird dieses Modell allerdings in vielen Fällen, die einen Bohrlochausfluss betreffen, nicht verwendet.
In dem Patent Nr. EP0519809 des Anmelders ist ein weiteres Modell offenbart worden, das mit einer entmischten Öl/Wasser-Strömung in Übereinstimmung gebracht ist. In diesem Modell wird angenommen, dass sowohl die Öl- als auch die Wassergeschwindigkeit gleichförmig sind. Dieses Modell beruht auf der Annahme, dass die Ölgeschwindigkeit und die Wassergeschwindigkeit konstant sind. Es kann wie in 9 gezeigt dargestellt werden.
V_o und V_w repräsentieren die Geschwindigkeit des Öls bzw. die Geschwindigkeit des Wassers über einen Querschnitt S eines Zylinderrohrs. H_w und H_o repräsentieren den Volumenanteil Wasser und den Volumenanteil Öl in dem gemessenen Querschnitt. S_w und S_o repräsentieren die Oberfläche des Rohrs, die in dem Querschnitt mit Öl bedeckt ist, und die Oberfläche des Rohrs, die in dem Querschnitt mit Wasser bedeckt ist.
Die Wahl des Strömungsmodells kann entweder durch eine Person, die für die Ausführung des Verfahrens der Erfindung verantwortlich ist, oder durch eine automatische Entscheidungskette getroffen werden. Im Fall einer "manuellen" Entscheidung ist es die Person, die das Verfahren der Erfindung überwacht, die im Begriff ist, ein gegebenes Strömungsmodell gemäß ihrer eigenen Kenntnis der Ausflussströmung, der Bohrlochauslenkung ... auszuwählen. Falls die Auswahl des Strömungsmodells automatisch erfolgt, prüft der Prozess mehrere vorgegebene Kriterien, um zu entscheiden, welches Strömungsmodell verwendet wird. Zum Beispiel prüft er, ob die Strömung eine Öl/Wasser-Strömung ist: Falls die elektrischen Sonden Öl und Wasser ermitteln und die optischen Sonden kein Gas ermitteln, ist die Strömung eine zweiphasige Öl/Wasser-Strömung. Daraufhin prüft der Prozess, ob die Strömung geschichtet ist: Falls die Ablenkung nahe der Horizontalen ist und die gemessenen Geschwindigkeiten alle unter einem Maximalwert (z.B. in einem Rohr mit einem Durchmesser von 15,24 cm (6 Zoll) unter 2 m/s) liegen, könnte die Strömung geschichtet sein. Ein weiteres Kriterium für die Anwendung eines geschichteten Strömungsmodells kann eine Ablenkung nahe der Horizontalen sein, wobei alle Sonden bis auf eine einen Wasserruheinhalt von 1 oder 0 messen. Falls der automatische Prozess eine geschichtete Öl/Wasser-Strömung erkennt, wendet er z.B. das in dem Patent EP0519809 offenbarte Strömungsmodell an.
Gemäß dem Verfahren der Erfindung kann der Schritt des Definierens des Strömungsmodells vor irgendeiner Korrektur der Messungen, zwischen zwei Korrekturen oder, nachdem der vollständige Korrekturschritt ausgeführt worden ist, ausgeführt werden. Falls das Strömungsmodell dagegen vor irgendeiner Korrektur ausgewählt worden ist oder falls nach Auswahl des Strömungsmodells weitere Korrekturen an den Messungen erfolgt sind, könnte es nützlich sein zu prüfen, ob das Strömungsmodell noch geeignet ist. Falls dieses Modell geändert wird, könnte es darüber hinaus nützlich sein zu prüfen, ob alle Korrekturen, die vorgenommen worden sind, noch kohärent sind. Auf andere Weise werden der Korrekturschritt und die Auswahl des Strömungsmodells auf eine Art iterativem Weg ausgeführt, bis die Messungen des Volumenanteils und der Geschwindigkeit mit dem zuletzt ausgewählten Strömungsmodell übereinstimmen.
Nachdem der Korrekturschritt und die Auswahl des Strömungsmodells ausgeführt worden sind, werden die Messungen der lokalen Geschwindigkeit und des lokalen Volumenanteils interpoliert. Tatsächlich entsprechen diese Messungen nicht notwendig ideal der Eingabe, die für das ausgewählte Strömungsmodell benötigt wird. Folglich wird ein Umwandlungsschritt benötigt, um diese lokalen Messungen in ein "eingebbares" Format umzusetzen. Dies kann durch eine einfache Einheitsumsetzung erfolgen, kann aber auch eine Änderung des physikalischen Wesens der Daten sein. Zum Beispiel repräsentieren die Messungen der lokalen Geschwindigkeit in einer zweiphasigen Flüssigkeits/Gas-Strömung, die in einem abgelenkten Bohrloch auftritt, die Geschwindigkeit des Gemischs. Somit sind sie weder die Geschwindigkeit des Fluids noch die Geschwindigkeit des Gases. Der Interpolationsschritt kann auf die lokale Gemischgeschwindigkeit angewendet werden, aus der anschließend das Flüssigkeitsgeschwindigkeitsprofil und das Gasgeschwindigkeitsprofil abgeleitet werden. Allerdings ist es ebenfalls möglich, einerseits die lokalen Flüssigkeitsgeschwindigkeiten zu interpolieren und andererseits die lokalen Gasgeschwindigkeiten zu interpolieren. In diesem Fall müssen die lokalen Flüssigkeits- und Gasgeschwindigkeiten abgeleitet werden, bevor der Interpolationsschritt mit diesen beiden Messungen ausgeführt wird. Tatsächlich muss ein Modell des zweiten Schlupfs verwendet werden, um diese fokalen Geschwindigkeiten aus den gemessenen Gemischgeschwindigkeiten zu berechnen. Es kann irgendein bekanntes Modell verwendet werden, das für den Ausflusstyp geeignet ist. Daraufhin wird sowohl an den Geschwindigkeitsmessungen als auch an den Ruheinhaltsmessungen gemäß dem ausgewählten Strömungsmodell der Interpolationsschritt ausgeführt. Das in 4 dargestellte Beispiel zeigt das Ergebnis eines Interpolationsschritts, der ein auf dem Verfahren der kleinsten Fehlerquadrate beruhendes Strömungsmodell verwendet, das an vier Messungen des lokalen Wasserruheinhalts ausgeführt wird, die in einem Rohr mit einem Durchmesser von 20,32 cm (8 Zoll) erfasst werden.
Das Ergebnis des Interpolationsschritts gibt eine Menge von Profilen. Für einen dreiphasigen Ausfluss sind diese Profile ein Wasservolumenanteil-(Wasserruheinhalts-), ein Ölvolumenanteil-, ein Gasvolumenanteil-, ein Wassergeschwindigkeits-, ein Ölgeschwindigkeits- und ein Gasgeschwindigkeitsprofil.
Der letzte Schritt des Verfahrens der Erfindung ist die Berechnung der relativen Volumendurchflüsse der Phasen durch Integration des Volumenanteils- und/oder des Geschwindigkeitsprofils über den Querschnitt des Bohrlochs bei der Tiefe, wo die lokalen Messungen erfasst worden sind.
Diese Interpolation wird gemäß der folgenden Formel ausgeführt: Qi(z) = ∫ Sνi·hi·dSwo z die Koordinate entlang der Achse des Bohrlochs (Tiefe der Messungen), S die momentane Querschnittsfläche, v_i das Geschwindigkeitsprofil der Phase i (i = w, o oder g) und h_i das Volumenanteilprofil der Phase i (i = w, o oder g) ist. Auf dieser Stufe ist zu sehen, dass Informationen, die die Geometrie des Bohrlochs betreffen, wichtig sind, um die Bohrlochquerschnittsfläche bei irgendeiner Tiefe zu berechnen. Diese Art Informationen werden durch ein bekanntes Abstandsmesswerkzeug gegeben.
Falls beide Profile h_i und v_i Funktionen nur einer Variablen x sind (d.h. bei dem Ausfluss in einem abgelenkten, aber kreisförmigen Bohrloch), geht die Berechnung über in:
wobei D der Durchmesser des Bohrlochs, v_i das Geschwindigkeitsprofil der Phase i (i = w, o oder g), h_i das Ruheinhaltsprofil der Phase i (i = w, o oder g) und y(x) die Breite des Bohrlochs senkrecht zur Koordinatenachse x bei der Position x ist.
Falls beide Profile h_i und v_i gleichförmig sind, geht die Berechnung über in: Qi(z) = Vi(z)·Hi(z)·S(z)wobei Vi(z) der gleichförmige Wert von v_i bei der Tiefe z, Hi(z) der gleichförmige Wert von h_i bei der Tiefe z und S(z) die Fläche des Bohrlochquerschnitts bei der Tiefe z ist.
Somit ermöglicht das Verfahren der Erfindung, die relativen Volumendurchflüsse jeder Phase des Ausflusses aus Messungen des lokalen Volumenanteils und der lokalen Geschwindigkeit zu berechnen, die in dem Bohrloch bei einer gegebenen Tiefe erfasst worden sind. Erneutes Anwenden dieses Verfahrens bei irgendeiner Tiefe des Bohrlochs, wo lokale Messungen erfasst worden sind, ergibt eine Ansicht der Strömungscharakteristik des Ausflusses. Es ist dann möglich, die Produktion des Bohrlochs durch Konzentration auf bestimmte Zonen und Verringern der Produktion einiger anderer zu managen.
5 ist ein schematisches Diagramm eines Beispiels eines Ablaufplans, der das Verfahren der Erfindung realisiert. Die Felder repräsentieren die verschiedenen Schritte des Verfahrens der Erfindung. In diesem Beispiel des Verfahrens der Erfindung ist zu sehen, dass vor der Auswahl des Strömungsmodells eine Korrektur systematischer Fehler erfolgt. Darüber hinaus können die Korrekturen, die nach Auswahl des Strömungsmodells ausgeführt worden sind, wie oben gesagt zu einer neuen Auswahl des Modells führen.
Das Verfahren der Erfindung ist nun an einer Menge mehrerer Daten getestet worden. Im Folgenden sind die Strömungsbedingungen eines dreiphasigen Ausflusses bekannt und derart, dass: der Rohr-Innendurchmesser 6 Zoll ist, die Ablenkung des Rohrs 88° beträgt, der Wasservolumendurchfluss 10 m³/h ist, der Ölvolumendurchfluss 10 m³/h ist und der Gasvolumendurchfluss 6,9 m³/h ist. Bevor irgendeine Messung vorgenommen wird, werden die Strömungsbedingungen stationär und stabil gemacht. Dennoch ist das Strömungsregime unter diesen Bedingungen nicht stationär: lange Gasblasen strömen auf einen teilweise entmischten Öl/Wasser-Strom.
Die Messvorrichtung trägt fünf Geschwindigkeitssensoren (Mini-Schieudereinrichtungen), die an bekannten Positionen entlang des vertikalen Durchmessers des Rohrs verteilt sind. In der gleichen Weise messen sechs optische Sonden und sechs elektrische Sonden den Wasserruheinhalt bzw. den Gasruheinhalt über das Rohr.
Die Daten, die für dieses Beispiel verwendet werden, sind die mit den obigen Sensoren gemessenen, gemittelt über eine Zeitdauer nahezu 1 Minute, plus einigen verschiedenen Parametern (Rheologie der Fluide, Sensorpositionen, ...).
Die Strömungsmodellauswahl ist in dieser Anwendung eine Wahl des Nutzers. Die 6a bis 6c und 7a bis 7c beschreiben die aufeinander folgenden Schritte, die zu den relativen Volumendurchflüssen führen.
6a repräsentiert Ruheinhaltswerte ♢, die durch die sechs elektrischen Sonden gemessen worden sind, und Ruheinhaltswerte Δ, die mit den optischen Sonden erfasst worden sind. 6b repräsentiert die interpolierten Profile, die durch das Verfahren der Erfindung sowohl für den Wasserruheinhalt (Kurve A) als auch für den Gasruheinhalt (Kurve B) erfasst worden sind. Das Strömungsmodell, das für die Realisierung des Verfahrens der Erfindung gewählt worden ist, ist das auf dem Verfahren der kleinsten Fehlerquadrate beruhende. 6c zeigt zusätzlich das Öl-Ruheinhaltsprofil (Kurve C), das durch einfache Subtraktion der zwei anderen Profile erhalten worden ist.
7a repräsentiert die gemessenen lokalen Geschwindigkeiten ♢ des Gemischs, die aus den Drehgeschwindigkeiten der fünf Schleudereinrichtungen (unter Berücksichtigung der Kalibrierung dieser Schleudereinrichtungen) abgeleitet werden. 7b zeigt die Kurve, die einem Gasgeschwindigkeitsprofil entspricht, das gemäß dem Verfahren der Erfindung unter Verwendung des interpolierten Gasruheinhaltsprofils und einer durch ein Schlupfmodell erhaltenen Gas/Flüssigkeits-Schlupfgeschwindigkeit abgeleitet worden ist. 7c repräsentiert zusätzlich die Öl- bzw. Wassergeschwindigkeitsprofile (Kurven C und A), die unter Verwendung des (mit den interpolierten Öl- und Wasserruheinhaltsprofilen berechneten) Flüssigkeitsgeschwindigkeitsprofils und eines Schlupfmodells und der Öl/Wasser-Schlupfgeschwindigkeit in dem Verfahren der Erfindung definiert worden sind. Der letzte Schritt des Verfahrens ergibt auf der Grundlage dieser Profile die Phasenvolumendurchflüsse: Qw = 9,64 m³/h, Qo = 9,92 m³/h, Qg = 6,52 m³/h. Diese Werte zeigen, dass das Verfahren der Erfindung aus den in einer dreiphasigen Strömung gemessenen Daten zufrieden stellende Ergebnisse geben kann.
Somit führt das Modell der Erfindung für jede Phase des in dem Bohrloch fließenden Ausflusses zu einem Volumenanteil- und Geschwindigkeitsprofil, wobei das Profil den realen Strömungsbedingungen so nahe wie möglich ist: Tatsächlich sind die meisten der Faktoren, die die lokalen Messungen stören können, sorg fältig identifiziert und korrigiert worden, während alle diese Messungen kohärent zueinander gehalten worden sind.

Claims

Verfahren zum Berechnen der relativen Volumendurchflüsse wenigstens einer der Phasen eines in einem Bohrloch fließenden mehrphasigen Ausflusses, wobei das Verfahren einen ersten Schritt des Erfassens lokaler Volumenanteile und/oder lokaler Geschwindigkeiten der Phasen über einen Querschnitt des Bohrlochs bei einer bestimmten Tiefe umfasst, dadurch gekennzeichnet, dass das Verfahren ferner umfasst: – Korrigieren der Messungen des lokalen Volumenanteils und/oder der lokalen Geschwindigkeit, um sie aneinander und/oder an die Ausflussströmungsbedingungen anzupassen; – Auswählen eines geeigneten Strömungsmodells, das die Ausflussströmung mathematisch repräsentiert; – Interpolieren der Messungen der lokalen Volumenanteile und/oder der lokalen Geschwindigkeit durch das ausgewählte Strömungsmodell, um ein Volumenanteilprofil und/oder ein Geschwindigkeitsprofil für wenigstens eine Phase des Ausflusses über den Querschnitt des Bohrlochs bei der Tiefe zu erhalten; und – Berechnen der relativen Volumendurchflüsse der wenigstens einen Phase durch Integrieren des Volumenanteil- und/oder des Geschwindigkeitsprofils über den Querschnitt des Bohrlochs bei der Tiefe.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der Korrekturschritt das Korrigieren der systematischen Messfehler, die durch die Messmittel bedingt sind, umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, bei dem der Korrekturschritt das Prüfen der Kohärenz der Messungen der lokalen Volumenanteile untereinander und/oder der Kohärenz der Messungen der lokalen Geschwindigkeiten untereinander umfasst.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, bei dem der Korrekturschritt das Prüfen der gegenseitigen Kohärenz der Messungen der lokalen Volumenanteile und der Messungen der lokalen Geschwindigkeiten umfasst.
Verfahren nach einem vorhergehenden Anspruch, bei dem der Korrekturschritt das Verfeinern der Messungen der lokalen Volumenanteile und der Messungen der lokalen Geschwindigkeiten anhand des Ergebnisses der Analyse der Messungen der lokalen Geschwindigkeiten bzw. der Messungen der lokalen Volumenanteile umfasst.
Verfahren nach einem vorhergehenden Anspruch, bei dem die Auswahl des geeigneten Strömungsmodells durch die Analyse der Gruppe von Messungen der Volumenanteile und/oder der Geschwindigkeiten automatisch erfolgt.
Verfahren nach einem vorhergehenden Anspruch, das ferner die folgenden Schritte umfasst: – Messen der Geschwindigkeit des Kabels, mit dem die Mittel zum Messen der Volumenanteile und der Geschwindigkeiten im Bohrloch abgesenkt werden; – Bestimmen der geometrischen Charakteristik des Bohrlochs.
Verfahren nach einem vorhergehenden Anspruch, das ferner das Bestimmen der relativen Richtung des Bohrlochs umfasst.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem die Auswahl des Strömungsmodells verifiziert wird, nachdem einige Korrekturen an den Messungen der lokalen Volumenanteile und der lokalen Geschwindigkeiten vorgenommen worden sind.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem die Schritte folgendermaßen ausgeführt werden: – Korrigieren der systematischen Messfehler, die durch die Messmittel bedingt sind; – Auswählen eines geeigneten Strömungsmodells; – Prüfen der Kohärenz der Messungen der lokalen Volumenanteile untereinander und/oder der Kohärenz der Messungen der lokalen Geschwindigkeiten untereinander; – Prüfen der Messungen der lokalen Volumenanteile und der Messungen der lokalen Geschwindigkeiten auf gegenseitige Kohärenz; – Verfeinern der Messungen der lokalen Volumenanteile und der Messungen der lokalen Geschwindigkeiten anhand des Ergebnisses der Analyse der Messungen der lokalen Geschwindigkeiten bzw. der Messungen der lokalen Volumenanteile; – erneutes Ausführen der obigen Schritte, bis die Messungen der lokalen Volumenanteile und/oder die Messungen der lokalen Geschwindigkeiten mit dem Strömungsmodell, das ausgewählt worden ist, übereinstimmen; – Interpolieren der Messungen der lokalen Volumenanteile und der Messungen der lokalen Geschwindigkeiten durch das ausgewählte Strömungsmodell, um ein Volumenanteil- und/oder ein Geschwindigkeitsprofil für wenigstens eine Phase des Ausflusses über den Querschnitt des Bohrlochs bei der Tiefe zu erhalten; – Berechnen der relativen Volumendurchflüsse der wenigstens einen Phase durch Integrieren des Volumenanteilprofils und/oder des Geschwindigkeitsprofils über den Querschnitt des Bohrlochs bei der Tiefe.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem die Messungen der lokalen Volumenanteile der Wasser-Volumenanteil und/oder der Gas-Volumenanteil in dem Bohrlochausfluss sind, während der Öl-Volumenanteil in dem Ausfluss aus den vorstehenden Anteilen abgeleitet wird.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei dem die Messungen der lokalen Geschwindigkeit durch eine Gruppe von Schleudereinrichtungen erfasst werden.