NO334609B1

NO334609B1 - Method and apparatus for well testing

Info

Publication number: NO334609B1
Application number: NO20111580A
Authority: NO
Inventors: Frederico Zenith; Johannes Tjønnås; Ingrid Schjølberg; Bjarne Foss; Vidar Gunnerud
Original assignee: Sinvent As; Norwegian Univ Sci & Tech Ntnu
Priority date: 2011-11-17
Filing date: 2011-11-17
Publication date: 2014-04-22
Also published as: NO20111580A1

Abstract

En fremgangsmåte for brønntesting for å bestemme egenskaper for olje- og gassbrønner 8 omfatter: påføre oscillasjoner på strømningsraten og/eller trykket i flere brønner 8 der oscillasjonene som påføres i ulike brønner i de flere brønnene har ulike testfrekvenser, motta malinger for strømningsrate i strømninger nedstrøms for en produksjonsheader som kombinerer strømningene fra de flere brønnene 8, og/eller motta malinger av trykk og/eller temperatur fra individuelle brønner 8, utføre en frekvensanalyse av trykk-, strømningsrate- og/eller temperaturmålinger for å bestemme trykk., strømningsrate- og/eller temperaturvariasjoner indusert ved påførte oscillasjoner, og bestemme egenskaper for de ulike brønnene 8 i de flere brønnene 8 basert på resultatene av frekvensanalysen ved testfrekvensene for brønnene 8.A method of well testing to determine properties of oil and gas wells 8 comprises: applying oscillations to the flow rate and / or the pressure in several wells 8 where the oscillations applied in different wells in the several wells have different test rates, receiving flow rate paints in downstream flows for a production header that combines the flows from the multiple wells 8, and / or receives paints of pressure and / or temperature from individual wells 8, perform a frequency analysis of pressure, flow rate and / or temperature measurements to determine pressure, flow rate and / or temperature variations induced by applied oscillations, and determine properties of the different wells 8 in the several wells 8 based on the results of the frequency analysis at the test frequencies for the wells 8.

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører et brønntesteapparat og en fremgangsmåte for brønntesting, der begge er for bestemmelse av egenskaper i olje- og gassbrønner. The present invention relates to a well testing apparatus and a method for well testing, both of which are for determining properties in oil and gas wells.

Brønntestefremgangsmåter blir benyttet i olje- og gassindustrien for å måle egenskapene til oljebrønner og overvåke virkningen til brønnene. Det er ønskelig å bestemme egenskaper for en brønn slik som forholdet gass/olje (GOR), vannandel (WC), skin, permeabilitetstykkelse, produktivitetsindeks (PI), innstrømningsytelsessammenheng (IPR) og reservoaregenskaper. Brønntester blir utført på regulær basis for å overvåke brønnytelse og for å imøtekomme regulatoriske krav. Data som fremskaffes ved tester kan bli benyttet for å optimalisere produksjon, for eksempel maksimalisering av oljeproduksjon innenfor begrensninger av vann- og gassproduksjon. Et oljereservoar vil typisk ha tilgang gjennom flere brønner som hver er forbundet med en produksjonsheader som kombinerer strømningen fra hver brønn og videresender fluidstrømmen fra brønnen til en produksjonsseparator der oljen, gassen og vannet blir separert. Fordi strømningen fra hver brønn blir kombinert gir fluidstrømmen i separatoren nesten ingen informasjon for individuelle brønner. For å kunne fremskaffe data for de individuelle brønnene må en dedikert testheader bli benyttet. Headeren inkluderer ventiler som gjør det mulig å kontrollere strømningen fra individuelle brønner, for eksempel for å omdirigere strømning fra produksjonsheaderen til testheaderen. For å teste en brønn blir produksjonsstrømningsraten i brønnen kontrollert og trykkdata blir samlet inn, som vil være relatert til denne brønnen. De konvensjonelle testprosedyrene vil involvere målinger av én brønn om gangen. Well testing procedures are used in the oil and gas industry to measure the properties of oil wells and monitor the performance of the wells. It is desirable to determine properties for a well such as gas/oil ratio (GOR), water content (WC), skin, permeability thickness, productivity index (PI), inflow performance relationship (IPR) and reservoir properties. Well tests are performed on a regular basis to monitor well performance and to meet regulatory requirements. Data obtained from tests can be used to optimize production, for example maximizing oil production within the constraints of water and gas production. An oil reservoir will typically have access through several wells, each of which is connected to a production header that combines the flow from each well and forwards the fluid flow from the well to a production separator where the oil, gas and water are separated. Because the flow from each well is combined, the fluid flow in the separator provides almost no information for individual wells. In order to obtain data for the individual wells, a dedicated test header must be used. The header includes valves that allow flow from individual wells to be controlled, for example to redirect flow from the production header to the test header. To test a well, the production flow rate in the well is controlled and pressure data is collected, which will be related to this well. The conventional test procedures will involve measurements of one well at a time.

Ulike typer brønntester er kjent. De ulike brønntestetypene er kjennetegnet ved ulike strømningstrinn og blir benyttet på ulike tidspunkter i brønnens levetid. En drawdown-test blir utført etter at brønnen er satt i produksjon enten med en gang eller etter at ventilene er åpnet på nytt etter en forlenget nedstengingsperiode. Trykk blir overvåket når strømningsraten blir endret fra null til produksjonsstrømningsrater. For brønner som er i produksjon blir en oppbygningstest benyttet. I en oppbygningstest blir en produserende brønn stengt ned ved å lukke ventilene og trykkdata blir målt. Straks etter en stenging av en brønn når fluidet i brønnhullet vanligvis en tilstand der bunnhulltrykk stiger jevnt og er enkelt å måle. Multiratetester blir også benyttet der strømningen blir satt ved ulike rater. Testing av produserende brønner kan bli benyttet for å overvåke og optimalisere brønnytelse. Det eksisterer generelt også et regulatorisk krav om at rutinetesting blir utført. Various types of well tests are known. The different well test types are characterized by different flow stages and are used at different times in the well's lifetime. A drawdown test is performed after the well has been put into production either immediately or after the valves have been reopened after an extended shutdown period. Pressure is monitored when the flow rate is changed from zero to production flow rates. For wells that are in production, a build-up test is used. In a build-up test, a producing well is shut down by closing the valves and pressure data is measured. Immediately after a well is shut in, the fluid in the wellbore usually reaches a state where bottomhole pressure rises steadily and is easy to measure. Multi-rate tests are also used where the flow is set at different rates. Testing of producing wells can be used to monitor and optimize well performance. There is generally also a regulatory requirement that routine testing be carried out.

Eksempler på kjent teknikk omfatter artikkel 'SPE 77692, Hollaender, F. et al: Harmonic Testing for Continuous Well and Reservoir Monitoring, SPE ATCE' som beskriver en løsning for brønntesting basert på generering av svingninger i brønnstrømningsrate med gitt frekvens. Et annet eksempel er gitt i US 3559476 A som omhandler en fremgangsmåte for brønntesting hvor det genereres svingninger med gitt frekvens i brønnstrømningsraten inn og ut av en formasjon. Examples of known technology include article 'SPE 77692, Hollaender, F. et al: Harmonic Testing for Continuous Well and Reservoir Monitoring, SPE ATCE' which describes a solution for well testing based on the generation of fluctuations in well flow rate with a given frequency. Another example is given in US 3559476 A which deals with a method for well testing where fluctuations are generated with a given frequency in the well flow rate into and out of a formation.

Trykkdata fra hver brønn blir analysert for å bestemme brønnegenskapene av interesse. Fordi testtilstanden for brønnen er forskjellig fra den normale produksjonstilstand så er avstemming av dataene nødvendig. Det er for eksempel nødvendig å tillate endringer i gass-væske-likevekten som forekommer under produksjon når strømningene fra ulike brønner blir kombinert i produksjonsheaderen. Pressure data from each well is analyzed to determine the well properties of interest. Because the test condition for the well is different from the normal production condition, reconciliation of the data is necessary. For example, it is necessary to allow for changes in the gas-liquid equilibrium that occur during production when the flows from different wells are combined in the production header.

Disse konvensjonelle brønntestefremgangsmåtene er tidskrevende og dyre. Sekvensiell testing av flere brønner tar mye tid og tapet i produksjon når brønnene er stengt kan være omfattende. Et typisk sett med oppbygningstester som dekker ti brønner kan kreve en testkampanje på én uke med en stengning på 8 timer for hver brønn. These conventional well testing procedures are time consuming and expensive. Sequential testing of several wells takes a lot of time and the loss in production when the wells are closed can be extensive. A typical set of build-up tests covering ten wells may require a one-week test campaign with an 8-hour shutdown for each well.

Sett fra et første aspekt tilveiebringer oppfinnelsen en fremgangsmåte for brønntesting for å bestemme egenskaper for olje- og gassbrønner, der fremgangsmåten omfatter: påføre oscillasjoner på strømningsraten og/eller trykket i flere brønner samtidig, der oscillasjonene som påføres i ulike brønner i de flere brønnene har ulike testfrekvenser, motta målinger for strømningsrate i strømning(er) nedstrøms for en produksjonsheader som kombinerer strømningene fra de flere brønnene og/eller motta målinger av trykk og/eller temperatur fra individuelle brønner, utføre en frekvensanalyse av trykk-, strømningsrate- og/eller temperaturmålinger for å bestemme trykk-, strømningsrate- og/eller temperaturvariasjoner indusert ved påførte oscillasjoner, og bestemme egenskaper for de ulike brønnene i de flere brønnene basert på resultatene av frekvensanalysen ved testfrekvensene for brønnene. Viewed from a first aspect, the invention provides a method for well testing to determine properties for oil and gas wells, where the method comprises: applying oscillations to the flow rate and/or pressure in several wells simultaneously, where the oscillations applied in different wells in the several wells have various test frequencies, receive flow rate measurements in stream(s) downstream of a production header combining the flows from the multiple wells and/or receive pressure and/or temperature measurements from individual wells, perform a frequency analysis of pressure, flow rate and/or temperature measurements to determine pressure, flow rate and/or temperature variations induced by applied oscillations, and determine characteristics for the various wells in the multiple wells based on the results of the frequency analysis at the test frequencies for the wells.

Med denne fremgangsmåten kan egenskapene for individuelle brønner bli bestemt uten behovet for å utføre individuelle tester for hver brønn og uten behovet for å stenge ned brønnene. En dedikert testheader er ikke nødvendig, og dette kan redusere kompleksiteten og kostnaden for feltutstyret. Produksjon fortsetter via produksjonsheaderen gjennom hele testen, og selv om de påførte oscillasjonene sannsynligvis vil redusere den gjennomsnittlige strømningsraten så er reduksjonen i produksjon lav sammenlignet med reduksjonen i produksjon ved en konvensjonell test, slik som en oppbygningstest. For et felt med ti brønner kan produksjon under en testkampanje være over 4 % høyere for fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen sammenlignet med en ekvivalent oppbygningstest. Brønnene blir testet i parallell der målinger av hver individuelle brønn blir bestemt ved å se på effektene av oscillasjonsfrekvensen påført for denne brønnen. Ved hjelp av frekvensanalysen kan disse effektene bli isolert fra andre variasjoner i output-strømningen. Testingen foregår med produksjon online og med normale strømningsmønstre under blandingen av strømning fra de flere brønnene. Som et resultat av dette, i motsetning til konvensjonell testing, på grunn av at det ikke er noen avstenging av brønnen under testing så er det ikke noe behov for påfølgende avstemming av målte resultater for å ta hensyn til endringer i strømningsmønstre som fremkommer fra testprosessen. Dette fjerner en feilkilde fra testprosedyren. Som diskutert nedenfor kan fremgangsmåten også bli benyttet for grupper av brønner når det er et stort antall brønner. I dette tilfellet vil noe avstemming være nødvendig, men ved et redusert nivå. With this method, the properties of individual wells can be determined without the need to perform individual tests for each well and without the need to shut down the wells. A dedicated test header is not required and this can reduce the complexity and cost of the field equipment. Production continues via the production header throughout the test, and although the applied oscillations are likely to reduce the average flow rate, the reduction in production is small compared to the reduction in production in a conventional test, such as a build-up test. For a field with ten wells, production during a test campaign can be over 4% higher for the method according to the invention compared to an equivalent build-up test. The wells are tested in parallel where measurements of each individual well are determined by looking at the effects of the oscillation frequency applied to that well. By means of the frequency analysis, these effects can be isolated from other variations in the output flow. The testing takes place with production online and with normal flow patterns during the mixing of flow from the several wells. As a result, unlike conventional testing, because there is no shut-in of the well during testing there is no need for subsequent reconciliation of measured results to account for changes in flow patterns arising from the testing process. This removes a source of error from the test procedure. As discussed below, the method can also be used for groups of wells when there are a large number of wells. In this case, some reconciliation will be necessary, but at a reduced level.

I foretrukne utførelsesformer blir trykket/strømningsraten for de flere brønnene kontrollert i brønnhodet for å kunne påføre oscillasjonene. Trinnet med å påføre oscillasjoner kan inkludere å sende kontrollsignaler til utstyret på brønnhodet og/eller kan inkludere trinnet med å kontrollere strømninger og/eller trykk ved brønnhodet. Oscillasjonene kan bli påført via en eksisterende ventil i brønnhodet. Anvendelse av eksisterende ventiler på denne måten betyr at fremgangsmåten ikke krever noen modifiseringer på eksisterende feltutstyr for å påføre oscillasjonene, bortsett fra endringer i kontrollsystemet for å implementere den nødvendige kontrollen av ventilåpning/-lukking. Det er foretrukket å benytte strupeventilen for å påføre oscillasjonene til strømningsraten fra brønnen. Strupeventiler kan enkelt bli kontrollert for å åpne og lukke gradvis for å kunne påføre en bølgeform med den valgte frekvensen til strømningsraten. In preferred embodiments, the pressure/flow rate of the multiple wells is controlled in the wellhead to be able to apply the oscillations. The step of applying oscillations may include sending control signals to the wellhead equipment and/or may include the step of controlling flows and/or pressures at the wellhead. The oscillations can be applied via an existing valve in the wellhead. Using existing valves in this way means that the method does not require any modifications to existing field equipment to apply the oscillations, apart from changes to the control system to implement the necessary valve opening/closing control. It is preferred to use the choke valve to apply the oscillations to the flow rate from the well. Throttle valves can be easily controlled to open and close gradually to apply a waveform at the selected frequency to the flow rate.

Oscillasjonene er fortrinnsvis omtrent sinusformede, for eksempel bølgeformer påført via trinnvise endringer i ventilposisjonen for å approksimere en sinusbølge. Anvendelsen av en sinusbølge, eller en approksimering derav, tilveiebringer nøyaktige resultater når output-dataene blir analysert ved å benytte konvensjonelle frekvensanalyseteknikker, slik som teknikker basert på Fourier-transformeringen. The oscillations are preferably approximately sinusoidal, for example waveforms applied via incremental changes in valve position to approximate a sine wave. The application of a sine wave, or an approximation thereof, provides accurate results when the output data is analyzed using conventional frequency analysis techniques, such as techniques based on the Fourier transform.

Fortrinnsvis inkluderer fremgangsmåten å velge frekvensene for oscillasjonene basert på karakteristika for et typisk produksjonsfrekvensspektrum for brønnene. Dette gjør at frekvensene kan ta hensyn til det underliggende frekvensspektrumet som forekommer i typiske variasjoner i trykk, strømningsrate og/eller temperatur som oppstår under normal produksjon, og muliggjør slik at frekvensene kan bli valgt for å unngå frekvenser der faktorer slik som demping eller støy kan påvirke resultatene av testen. Produksjonsbølgeformen kan være et mål på total produksjonsstrømningsrate eller produksjonstrykk over en tidsperiode, for eksempel over flere dager. Valget av frekvenser er fortrinnsvis basert på en nylig måling av produksjonsbølgeformen, som kan være en bølgeform målt direkte før tiden for brønntesten. Preferably, the method includes selecting the frequencies for the oscillations based on characteristics of a typical production frequency spectrum for the wells. This allows the frequencies to take into account the underlying frequency spectrum that occurs in typical variations in pressure, flow rate and/or temperature that occur during normal production, and enables the frequencies to be chosen to avoid frequencies where factors such as damping or noise can affect the results of the test. The production waveform can be a measure of total production flow rate or production pressure over a period of time, such as over several days. The choice of frequencies is preferably based on a recent measurement of the production waveform, which may be a waveform measured directly before the time of the well test.

Fremgangsmåten kan dermed inkludere å velge frekvenser for oscillasjonene ved å utføre frekvensanalyse av produksjonsbølgeformen og identifisere et passende frekvensområde, fortrinnsvis et frekvensområde med lav demping og lav støy. Det har blitt funnet at produksjonsbølgeformer typisk oppviser demping og dermed reduseres amplituder ved høyere frekvenser, og at det ved lavere frekvenser oppstår støy som stammer fra operasjonelle prosesser. Slik blir frekvensområdet fortrinnsvis valgt ved å fjerne høyere frekvenser som oppviser demping og/eller ved å fjerne lavere frekvenser som blir forstyrret av støy. Frekvensområdet er også fortrinnsvis et område med en stabil baselinje i et frekvens/amplitude-plott. Frekvensområdet kan være et område som er valgt fra frekvenser mellom 0,01 mHz til 10 mHz. Frekvensområdet kan ekskludere frekvenser under 0,1 mHz og/eller kan ekskludere frekvenser over 1 mHz, avhengig av de spesifikke karakteristika for feltet. I én foretrukket utførelsesform er frekvensområdet slik 0,1 mHz til 1 mHz. The method may thus include selecting frequencies for the oscillations by performing frequency analysis of the output waveform and identifying an appropriate frequency range, preferably a frequency range with low damping and low noise. It has been found that production waveforms typically show damping and thus amplitudes are reduced at higher frequencies, and that at lower frequencies noise arises from operational processes. In this way, the frequency range is preferably selected by removing higher frequencies that exhibit damping and/or by removing lower frequencies that are disturbed by noise. The frequency range is also preferably an area with a stable baseline in a frequency/amplitude plot. The frequency range may be a range selected from frequencies between 0.01 mHz to 10 mHz. The frequency range may exclude frequencies below 0.1 mHz and/or may exclude frequencies above 1 mHz, depending on the specific characteristics of the field. In one preferred embodiment, the frequency range is thus 0.1 mHz to 1 mHz.

Frekvensanalysen benyttet til å identifisere passende oscillasjonsfrekvenser er fortrinnsvis basert på en Fourier-transformasjon. Anvendelsen av en rask Fourier-transformasjon (FFT)-algoritme er foretrukket fordi den tilveiebringer vesentlige fortrinn når det gjelder hastigheten på analysen. The frequency analysis used to identify suitable oscillation frequencies is preferably based on a Fourier transform. The use of a fast Fourier transform (FFT) algorithm is preferred because it provides significant advantages in terms of speed of analysis.

Når passende frekvensområder har blitt valgt er det nødvendig å bestemme testfrekvensene som skal benyttes til oscillasjonene i brønnene. Trinnet med å bestemme testfrekvensene inkluderer fortrinnsvis å bestemme frekvensvinduer innenfor frekvensområdet som ikke vil interferere med hverandre. Trinnet med å bestemme frekvensvinduer inkluderer fortrinnsvis å bestemme en avstand for frekvensvinduer basert på antallet frekvenser som er nødvendige og/eller den totale testperioden som er tilgjengelig. When suitable frequency ranges have been chosen, it is necessary to determine the test frequencies to be used for the oscillations in the wells. The step of determining the test frequencies preferably includes determining frequency windows within the frequency range that will not interfere with each other. The step of determining frequency windows preferably includes determining a frequency window spacing based on the number of frequencies required and/or the total test period available.

De valgte frekvensene bør unngå interferens med hverandre og med signifikante harmoniske. Slik bør de være spredt fra hverandre og de bør unngå den hovedharmoniske (2. harmoniske) for andre testfrekvenser. Den hovedharmoniske vil være det dobbelte av testfrekvensen. Dersom en første testfrekvens er satt til 0,1 mHz så betyr dette for eksempel at 0,2 mHz ikke bør være en annen testfrekvens. Når det velges testfrekvenser kan fremgangsmåten dermed inkludere å unngå valget av frekvenser som vil bli påvirket av og/eller maskert av de andre harmoniske for andre, tidligere valgte, testfrekvenser. The selected frequencies should avoid interference with each other and with significant harmonics. Thus they should be spaced apart and they should avoid the main harmonic (2nd harmonic) for other test frequencies. The main harmonic will be twice the test frequency. If a first test frequency is set to 0.1 mHz, this means, for example, that 0.2 mHz should not be another test frequency. When test frequencies are selected, the method may thus include avoiding the selection of frequencies that will be affected by and/or masked by the other harmonics of other, previously selected, test frequencies.

I en Fourier-analyse er den totale testperioden som er nødvendig for å tilveiebringe oppløsning for en gitt frekvens avs tand den inverse av frekvensavstanden. En avstand på 0,5 mHz krever slik for eksempel en minimal total prøvetakingstid på omtrent 30 minutter, og en avstand på 50 uHz krever en minimal total prøvetakingstid på omtrent 6 timer. For stor reduksjon av frekvensavstanden kan dermed føre til unødvendig lange testtider. Frekvensavstanden kan bli valgt for å sikre at den totale testtiden er begrenset til å være 60 timer eller mindre (dvs., en avstand på 5 uHz eller høyere), fortrinnsvis 12 timer eller mindre (dvs., en avstand på 25 uHz eller høyere), mer foretrukket 6 timer eller mindre (dvs., en avstand på 50 uHz eller høyere). Når det er ønskelig å begrense testtiden til 6 timer vil det da med et frekvensområde på 0,1 mHz til 1 mHz være maksimalt 11 testfrekvenser tilgjengelige. Å tillate den doble prøvetakingstiden vil gi omtrent dobbelt så mange tilgjengelige testfrekvenser, der frekvensene har mindre avstand. In a Fourier analysis, the total test period required to provide resolution for a given frequency is the inverse of the frequency spacing. A spacing of 0.5 mHz thus requires, for example, a minimal total sampling time of approximately 30 minutes, and a spacing of 50 uHz requires a minimal total sampling time of approximately 6 hours. Too large a reduction of the frequency distance can thus lead to unnecessarily long test times. The frequency spacing can be chosen to ensure that the total test time is limited to 60 hours or less (ie, a spacing of 5 uHz or higher), preferably 12 hours or less (ie, a spacing of 25 uHz or higher) , more preferably 6 hours or less (ie, a spacing of 50 uHz or higher). When it is desirable to limit the test time to 6 hours, a maximum of 11 test frequencies will be available with a frequency range of 0.1 mHz to 1 mHz. Allowing for double the sampling time will provide approximately twice the available test frequencies, where the frequencies are less spaced.

Antallet frekvenser som er nødvendige vil være relatert til antallet brønner som behøver å bli testet. I det enkleste tilfellet kan fremgangsmåten inkludere å velge et antall frekvensvinduer som vil tilveiebringe tilgjengelige testfrekvenser for det totale antallet brønner som skal testes. For store antall brønner er det likevel ikke nødvendigvis ønskelig å ganske enkelt dele det tilgjengelige frekvensområdet opp i tilstrekkelige frekvensvinduer til å tilveiebringe tilgjengelige frekvenser til alle brønnene. For å tillate testingen av store oljefelter uten behovet for å benytte en uønsket liten frekvensavstand så kan fremgangsmåten inkludere å gruppere brønnene og teste dem i grupper. Gruppene av brønner kan hver inkludere 2-25 brønner, fortrinnsvis 5-20 brønner. Denne gruppetestingen er fremdeles vesentlig raskere enn konvensjonell brønntesting fordi oscillasjonstesten for hver gruppe av ti brønner kan kreve 6 timer, mens en ekvivalent oppbygningstest for hvert sett med ti brønner vil kreve fem dager. The number of frequencies required will be related to the number of wells that need to be tested. In the simplest case, the method may include selecting a number of frequency windows that will provide available test frequencies for the total number of wells to be tested. For a large number of wells, it is nevertheless not necessarily desirable to simply divide the available frequency range into sufficient frequency windows to provide available frequencies to all the wells. To allow the testing of large oil fields without the need to use an undesirably small frequency spacing, the method may include grouping the wells and testing them in groups. The groups of wells may each include 2-25 wells, preferably 5-20 wells. This group testing is still significantly faster than conventional well testing because the oscillation test for each group of ten wells can require 6 hours, while an equivalent build-up test for each set of ten wells will require five days.

Amplituden på oscillasjonene bør bli satt for å sikre at frekvensanalysen gir resultater som kan bli skilt fra baselinjeamplituden for variasjoner av produksjonsbølgeformen, for eksempel kan amplituden bli satt å være en størrelsesorden høyere enn amplituden for det valgte frekvensområdet i en normal produksjonsbølgeform. Amplituden for input-oscillasjonene kan ligge i området på 10-10000 Sm<3>/t, fortrinnsvis 50-1000 Sm<3>/t. Produksjonsbegrensninger kan sette et maksimum for amplituden fordi en økning i amplitude kan gi opphav til en minskning i produksjon. Fremgangsmåten kan inkludere bestemmelse av en baselinjeamplitude for det valgte frekvensområdet ved å bestemme en linje med beste tilpasning for frekvens-/amplitudedataene, for eksempel med en minste kvadrat analyse. Amplituden for input-oscillasjonene kan deretter bli satt å være minst fem ganger høyere enn baselinjen, fortrinnsvis ti ganger høyere. Alle oscillasjonene kan bli påført ved den samme amplituden, som for eksempel kan være en faktor høyere enn den gjennomsnittlige baselinjeamplituden for alle frekvenser. Dette forenkler kontroll av ventilene (eller annen mekanisme) som benyttes for å påføre oscillasjonene. I én foretrukket utførelsesform er likevel amplitudene for hver testfrekvens skalert for å matche baselinjeamplitudene ved testfrekvensene. Dette kan forbedre nøyaktighet mens man unngår unødvendig tap i produksjon. Det tillater nøyaktigheten å bli satt til et ønsket minimum basert på baselinjeamplitudene, uten å introdusere unødvendig store amplituder. The amplitude of the oscillations should be set to ensure that the frequency analysis gives results that can be distinguished from the baseline amplitude for variations of the output waveform, for example the amplitude can be set to be an order of magnitude higher than the amplitude for the selected frequency range in a normal output waveform. The amplitude of the input oscillations can be in the range of 10-10000 Sm<3>/h, preferably 50-1000 Sm<3>/h. Production constraints can set a maximum for the amplitude because an increase in amplitude can give rise to a decrease in production. The method may include determining a baseline amplitude for the selected frequency range by determining a line of best fit for the frequency/amplitude data, for example with a least squares analysis. The amplitude of the input oscillations can then be set to be at least five times higher than the baseline, preferably ten times higher. All the oscillations may be applied at the same amplitude, which may for example be a factor higher than the average baseline amplitude for all frequencies. This simplifies control of the valves (or other mechanism) used to apply the oscillations. In one preferred embodiment, however, the amplitudes for each test frequency are scaled to match the baseline amplitudes at the test frequencies. This can improve accuracy while avoiding unnecessary loss in production. It allows the accuracy to be set to a desired minimum based on the baseline amplitudes, without introducing unnecessarily large amplitudes.

Den minimale prøvetakingstiden fastsetter en minste tid for brønntesteprosessen. Den totale tiden for testtiden kan bli fastsatt til dette minimumet. Dette gir den raskeste testen, og kan fordelaktig bli benyttet til regulær overvåkning av brønner mens produksjonstap minimaliseres. Det kan likevel også være fordelaktig å påføre oscillasjonene i en lengre periode for å gi et mer nøyaktig sett med resultater. Dersom input-bølgeformen ble repetert for hele testtiden så ville ikke nøyaktigheten for frekvensanalysen bli påvirket ved å øke prøvetakingstiden. I praksis vil det likevel være variasjoner i produksjonsbølgeformen og mellomliggende hendelser som oppstår under produksjon som vil introdusere støy inn i bølgeformen. Som et resultat av dette gjør en lengre prøvetakingstid det mulig for testingen å jevne ut slike variasjoner og tilveiebringe en bedre indikasjon på egenskapene i de testede brønnene. Dermed kan testtiden være lengre enn den minimale prøvetakingstiden, for eksempel fem eller ti ganger lengre. I et typisk scenario til og med der en testtid benyttes som er ti ganger lengre enn den minimale testperioden så vil testtiden fremdeles være omkring halvparten av det som er nødvendig for en konvensjonell oppbygningstest. The minimum sampling time sets a minimum time for the well testing process. The total time for the test period may be set to this minimum. This provides the fastest test, and can advantageously be used for regular monitoring of wells while minimizing production losses. However, it may also be beneficial to apply the oscillations for a longer period to provide a more accurate set of results. If the input waveform was repeated for the entire test time, the accuracy of the frequency analysis would not be affected by increasing the sampling time. In practice, there will nevertheless be variations in the production waveform and intermediate events that occur during production that will introduce noise into the waveform. As a result, a longer sampling time enables the testing to smooth out such variations and provide a better indication of the properties in the tested wells. Thus, the test time can be longer than the minimum sampling time, for example five or ten times longer. In a typical scenario, even where a test time is used that is ten times longer than the minimum test period, the test time will still be about half of what is needed for a conventional build-up test.

I en foretrukket utførelsesform inkluderer fremgangsmåten å påføre oscillasjoner til brønnen i en total testtid som overskrider den minimale prøvetakingstiden, og deretter velge en prøvetakingstid fra den totale testtiden for ytterligere analyse, der prøvetakingstiden er kortere enn den totale testtiden. Dette gjør at prøvetakingstiden kan bli valgt for å unngå forstyrrelser i strømningen, for eksempel som kan bli forårsaket av avstenging av en brønn. I motsatt fall gjør dette det også mulig for oljefeltoperatøren å fortsette med de nødvendige operasjonene med minimale begrensninger fordi selv om det er nødvendig å forstyrre strømningen under en testperiode så kan testen fremdeles gi nyttige resultater. In a preferred embodiment, the method includes applying oscillations to the well for a total test time that exceeds the minimum sampling time, and then selecting a sampling time from the total test time for further analysis, where the sampling time is shorter than the total test time. This means that the sampling time can be chosen to avoid disturbances in the flow, for example which can be caused by shutting down a well. Otherwise, this also enables the oilfield operator to continue with the necessary operations with minimal restrictions because even if it is necessary to disrupt the flow during a test period, the test can still provide useful results.

Det målte trykket, strømningsraten og/eller temperaturen kan inkludere én eller flere av brønnhulltrykket, brønnhulltemperaturen, brønnhodetrykket, brønnhodetemperaturen, oljestrømningsrate, gasstrømningsrate og/eller vannstrømningsrate. Fremgangsmåten kan inkludere måling av disse dataene, for eksempel ved hjelp av sensorer som er plassert for å registrere strømningen i de relevante strømningspassasjene. Strømningsmålinger for strømningsrate av den totale strømningen eller de separerte strømningen(e) kan bli tatt på ethvert punkt nedstrøms for produksjonsheaderen. Fortrinnsvis blir strømningsmålingene tatt på et punkt nedstrøms for en separator som mottar strømmen fra produksjonsheaderen. Etter separatoren er flere målinger mulige fordi de kan være målinger av de separerte strømningene. The measured pressure, flow rate, and/or temperature may include one or more of wellbore pressure, wellbore temperature, wellhead pressure, wellhead temperature, oil flow rate, gas flow rate, and/or water flow rate. The method may include measuring this data, for example using sensors positioned to record the flow in the relevant flow passages. Flow rate measurements of the total flow or the separated flow(s) may be taken at any point downstream of the production header. Preferably, the flow measurements are taken at a point downstream of a separator receiving the flow from the production header. After the separator, more measurements are possible because they can be measurements of the separated flows.

Trinnet med å utføre en frekvensanalyse for å bestemme trykk, strømningsrate og/eller temperaturvariasjoner indusert ved de påførte oscillasjonene kan inkludere anvendelsen av en Fourier-transformasjon som forklart ovenfor, fortrinnsvis en rask Fourier-transformasjon (FFT)-algoritme. Dette gir et output-frekvens/amplitude-plott der effektene av oscillasjonsfrekvensene kan bli sett. Fremgangsmåte omfatter fortrinnsvis bestemmelse av egenskaper for de ulike brønnene ved å bestemme output-trykk og/eller strømningsrateamplitudeverdier ved testfrekvensene og benytte disse amplitudene til å bestemme de grunnleggende egenskapene for de individuelle brønnene. Baselinjeamplituden for det målte output-trykket/strømningsraten kan bli bestemt ved å fjerne datapunkter som er relatert til testfrekvensene og deres andre harmoniske, og deretter bestemme en linje med beste tilpasning for de gjenværende resultatene, for eksempel ved hjelp av en minste-kvadrat-analyse som ovenfor, og denne baselinjeamplituden kan bli benyttet for å tilveiebringe en indikasjon på nøyaktigheten av resultatene. The step of performing a frequency analysis to determine pressure, flow rate and/or temperature variations induced by the applied oscillations may include the application of a Fourier transform as explained above, preferably a fast Fourier transform (FFT) algorithm. This provides an output frequency/amplitude plot where the effects of the oscillation frequencies can be seen. Method preferably includes determining properties for the various wells by determining output pressure and/or flow rate amplitude values at the test frequencies and using these amplitudes to determine the basic properties for the individual wells. The baseline amplitude of the measured output pressure/flow rate can be determined by removing data points related to the test frequencies and their second harmonics, and then determining a line of best fit for the remaining results, for example using a least-squares analysis as above, and this baseline amplitude can be used to provide an indication of the accuracy of the results.

Ytterligere egenskaper for brønnene kan deretter bli beregnet basert på strømnings-og/eller trykkdataene. Ved å benytte data som gjelder oljestrømningsrate og vannstrømningsrate så kan for eksempel feilpropageringsteori bli benyttet for å bestemme vann-kutt (WC) og produktivitetsindeks (PI). Gitt Aoog Aw som amplituder for henholdsvis olje- og vannstrømningsrater så er WC=Aw/(Ao+Aw). Likeledes er PI=Ao/Ap, der Ap er amplituden til nedihullstrykk. I tillegg er GOR=Ag/Ao, der Ag er amplituden for gasstrømning, og IPR kan bli beregnet med PI målt på to operasjonspunkter, eller ved å benytte den andre harmoniske derom input er stor nok. Further properties for the wells can then be calculated based on the flow and/or pressure data. By using data relating to oil flow rate and water flow rate, for example error propagation theory can be used to determine water cut (WC) and productivity index (PI). Given Aoog Aw as amplitudes for oil and water flow rates respectively, WC=Aw/(Ao+Aw). Likewise, PI=Ao/Ap, where Ap is the amplitude of downhole pressure. In addition, GOR=Ag/Ao, where Ag is the amplitude of gas flow, and IPR can be calculated with PI measured at two operating points, or by using the second harmonic where the input is large enough.

Trinnet med å påføre oscillasjoner kan inkludere å påføre de ulike frekvensene ved ulike faser. Dersom oscillasjonene blir påført i fase så danner dette en stor topp i den kumulative effekten på den totale produksjonsraten. Dette er ikke noe problem når produksjonen er godt begrenset, fordi effekten av oscillasjonene på produksjons-output vil være den samme uansett fasesammenhengen. Den har likevel en uheldig effekt når produksjonen er prosessbegrenset. I en foretrukket utførelsesform blir slik fasene til de påførte oscillasjonene forskjøvet for å redusere produksjonsvariasjoner i output-strømningen. The step of applying oscillations may include applying the different frequencies at different phases. If the oscillations are applied in phase, this forms a large peak in the cumulative effect on the total production rate. This is not a problem when the output is well constrained, because the effect of the oscillations on the output output will be the same regardless of the phase relationship. It nevertheless has an unfortunate effect when production is process-limited. In a preferred embodiment, the phases of the applied oscillations are thus shifted to reduce production variations in the output flow.

Fremgangsmåten kan inkludere et trinn med måling av nivået av andre harmoniske for de påførte testfrekvensene. Dette kan bli benyttet som en test for å sjekke om det er ikke-linearitet i systemet, fordi dersom den andre harmoniske er lav så er dette en god indikator på et fravær av høyere harmoniske. I tillegg kan amplituden til den andre harmoniske bli benyttet i sammenheng med amplituden for testfrekvensen for å bestemme parameterne for høyere ordens polynome modeller for IPR eller andre sammenhenger. The method may include a step of measuring the level of second harmonics for the applied test frequencies. This can be used as a test to check if there is non-linearity in the system, because if the second harmonic is low then this is a good indicator of an absence of higher harmonics. In addition, the amplitude of the second harmonic can be used in conjunction with the amplitude of the test frequency to determine the parameters of higher order polynomial models for IPR or other relationships.

Fremgangsmåten kan inkludere et trinn med å rådgi brukere om testresultater via et kontroll- eller supportsystem og/eller et trinn med automatisk kontroll av brønnene som respons på resultatene av testingen. For eksempel kan brønnproduksjonsrater bli kontrollert for å optimalisere produksjon for oljefeltet eller for en gruppe brønner. The method may include a step of advising users of test results via a control or support system and/or a step of automatically controlling the wells in response to the results of the testing. For example, well production rates can be controlled to optimize production for the oil field or for a group of wells.

Sett fra et andre aspekt tilveiebringer den foreliggende oppfinnelsen et brønntesteapparat for bestemmelse av egenskaper for olje- og gassbrønner, der apparatet omfatter: en trykk- og/eller strømningsratekontroller for kontrollering av trykk og/eller strømningsrate i flere brønner samtidig, og Viewed from another aspect, the present invention provides a well testing apparatus for determining properties of oil and gas wells, where the apparatus comprises: a pressure and/or flow rate controller for controlling pressure and/or flow rate in several wells simultaneously, and

en dataanalyse innretning for mottak og analysering av målinger av strømningsrate i strømning(er) nedstrøms for en produksjonsheader som kombinerer strømningene fra de flere brønnene, og/eller målinger av trykk og/eller temperatur i individuelle brønner, a data analysis device for receiving and analyzing measurements of flow rate in flow(s) downstream of a production header that combines the flows from the several wells, and/or measurements of pressure and/or temperature in individual wells,

der trykk- og/eller strømningsratekontrolleren er konfigurert for å påføre oscillasjoner i strømningsraten og/eller trykket i de flere brønnene ved å benytte ulike testfrekvenser for ulike brønner, og wherein the pressure and/or flow rate controller is configured to induce oscillations in the flow rate and/or pressure in the multiple wells by using different test frequencies for different wells, and

der dataanalyseinnretningen er konfigurert for å utføre en frekvensanalyse av målingene av trykk, strømningsrate og/eller temperatur for å bestemme trykk-, strømningsrate- og/eller temperaturvariasjoner indusert ved de påførte oscillasjonene, og for å bestemme egenskaper for de ulike brønnene i de flere brønnene basert på resultatene av frekvensanalysen ved testfrekvensene for brønnene. wherein the data analysis device is configured to perform a frequency analysis of the measurements of pressure, flow rate and/or temperature to determine pressure, flow rate and/or temperature variations induced by the applied oscillations, and to determine characteristics of the various wells in the multiple wells based on the results of the frequency analysis at the test frequencies for the wells.

Trykk-/strømningsratekontrolleren kan kontrollere brønnene ved å sende kontrollsignaler til trykk-/strømningsratekontrollinnretninger i brønnene. I noen foretrukne utførelsesformer inkluderer apparatet disse trykk-/strømningsratekontrollinnretningene, som kan foreligge på brønnhodet og som fortrinnsvis omfatter eksisterende ventiler i brønnhodet. Alternativt kan kontrollinnretningene være en del av et annet apparat, mens det er direkte eller indirekte kontrollerbart ved kontrolleren. I en foretrukket utførelsesform er trykk-/strømningsratekontrollinnretningene strupeventiler. Trykk-/strømningsratekontrolleren kan være konfigurert for å påføre oscillasjoner med bølgeformer, frekvens, fase og/eller amplitude som beskrevet ovenfor i sammenheng med fremgangsmåten i det første aspektet. Kontrolleren kan bli konfigurert for å påføre oscillasjonene i en testtid som diskutert ovenfor. The pressure/flow rate controller can control the wells by sending control signals to pressure/flow rate control devices in the wells. In some preferred embodiments, the apparatus includes these pressure/flow rate control devices, which may be present on the wellhead and which preferably include existing valves in the wellhead. Alternatively, the control devices can be part of another device, while it is directly or indirectly controllable by the controller. In a preferred embodiment, the pressure/flow rate control devices are throttle valves. The pressure/flow rate controller may be configured to apply oscillations with waveforms, frequency, phase and/or amplitude as described above in connection with the method of the first aspect. The controller can be configured to apply the oscillations for a test time as discussed above.

I en foretrukket utførelsesform er dataanalyseinnretningen konfigurert for å analysere en produksjonsbølgeform for å finne et typisk In a preferred embodiment, the data analysis means is configured to analyze an output waveform to find a typical one

produksjonsfrekvensspektrum og derved velge testfrekvenser som skal benyttes for oscillasjonene basert på karakteristika for en typisk produksjonsbølgeform for brønnene. Produksjonsbølgeformen kan være som beskrevet ovenfor. Dataanalyseinnretningen kan bli konfigurert for å identifisere et passende frekvensområde og eventuelt å bestemme tilgjengelige testfrekvenser som i fremgangsmåten diskutert ovenfor. production frequency spectrum and thereby select test frequencies to be used for the oscillations based on the characteristics of a typical production waveform for the wells. The output waveform may be as described above. The data analysis device may be configured to identify an appropriate frequency range and optionally to determine available test frequencies as in the method discussed above.

Dataanalyseinnretningen er fortrinnsvis konfigurert for å analysere de målte dataene og for å bestemme egenskaper for brønnene som diskutert ovenfor i relasjon til fremgangsmåten i det første aspektet. Apparatet kan inkludere et brukergrensesnitt for presentasjon av resultatene av analysen for brukeren og/eller for å tillate brukeren å velge egenskaper som skal bli bestemt. The data analysis device is preferably configured to analyze the measured data and to determine characteristics of the wells as discussed above in relation to the method in the first aspect. The apparatus may include a user interface for presenting the results of the analysis to the user and/or for allowing the user to select properties to be determined.

Sett fra et tredje aspekt tilveiebringer foreliggende oppfinnelse et dataprogramprodukt som omfatter instruksjoner for utførelse på et dataprosesseringsapparat, der apparatet inkluderer hardware- eller programvarekoblinger for å muliggjøre kontrollen av strømningsrater og/eller trykk i flere brønner, der instruksjonene når de utføres vil konfigurere dataprosesseringsapparatet for å utføre en fremgangsmåte for brønntesting som beskrevet ovenfor. Dataprogramproduktet kan konfigurere apparatet til å utføre fremgangsmåtetrinn som i ethvert eller alle de foretrukne trekkene som er beskrevet ovenfor. Dataprosesseringsapparatet kan inkludere trekk som diskutert ovenfor for brønntesteapparatet. Viewed from a third aspect, the present invention provides a computer program product comprising instructions for execution on a data processing apparatus, wherein the apparatus includes hardware or software interfaces to enable the control of flow rates and/or pressures in multiple wells, wherein the instructions when executed will configure the data processing apparatus to perform a procedure for well testing as described above. The computer program product may configure the apparatus to perform method steps as in any or all of the preferred features described above. The data processing apparatus may include features as discussed above for the well testing apparatus.

Visse foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen vil nå bli beskrevet kun for eksemplets del, og med referanse til de tilhørende tegningene, der: Figur 1 er en skjematisk fremstilling av et typisk oppsett for olje- og gassbrønner, Figur 2 viser et oppsett for feltutstyr i en oljefeltsimulering benyttet for å demonstrere utførelsesformer av oppfinnelsen. Certain preferred embodiments of the invention will now be described by way of example only, and with reference to the associated drawings, where: Figure 1 is a schematic representation of a typical setup for oil and gas wells, Figure 2 shows a setup for field equipment in an oil field simulation used to demonstrate embodiments of the invention.

Figur 3 viser oljemetning og - trykk for oljefeltsimuleringen, Figure 3 shows oil saturation and pressure for the oil field simulation,

Figur 4 illustrerer resultatene av en frekvensanalyse av reelle produksjonsdata fra et oljefelt, Figur 5 illustrerer det samme frekvens spektret som i figur 4, med en ekstra oscillerende periode, Figur 6 er en graf utledet fra oljefeltsimuleringen som viser variasjoner i produksjonsstrømningsrate i en standard oppbygningstestkampanje og variasjoner i produksjonsstrømningsrate under en brønntest i overensstemmelse med en utførelsesform av oppfinnelsen, Figur 7 viser resultatene av en frekvensanalyse av brønntesten i figur 6 inkludert brønnhulltrykk, vannstrømningsrate og oljestrømningsrate, Figur 8 er en graf utledet fra oljefeltsimuleringen som viser variasjoner i produksjonsstrømningsrate under en standard oppby gningstestkampanje og variasjoner i produksjonsstrømningsrate under en brønntest i overensstemmelse med en annen utførelsesform av oppfinnelsen, Figur 9 viser resultatene av en frekvensanalyse av brønntesten på figur 8 inkludert brønnhulltrykk, vannstrømningsrate og oljestrømningsrate, Figur 10 er en graf utledet fra oljefeltsimuleringen som viser variasjoner i produksjonsstrømningsrate under en standard oppby gningstestkampanje og variasjoner i produksjonsstrømningsrate under en brønntest i overensstemmelse med en ytterligere utførelsesform av oppfinnelsen, Figur 11 viser resultatene av en frekvensanalyse av brønntesten i figur 10 inkludert brønnhulltrykk, vannstrømningsrate og oljestrømningsrate, Figur 12 er en graf utledet fra oljefeltsimuleringen som viser variasjoner i produksjonsstrømningsrate under en brønntest i overensstemmelse med en utførelsesform ifølge oppfinnelsen tilsvarende den på figur 8, der støy er tilført, Figur 13 viser resultatene av en frekvensanalyse av dataene på figur 12 inkludert brønnhulltrykk og strømningsrate, Figur 14 er en graf som er utledet fra oljefeltsimuleringen som viser variasjoner i produksjonsstrømningsrate under en brønntest i overensstemmelse med en utførelsesform av oppfinnelsen når testen foregår i parallell med nedstengningen og oppstartingen, Figur 15 viser resultatene av en frekvensanalyse av dataene på figur 14 inkludert brønnhodetrykk, brønnhulltrykk og strømningsrate, Figur 16 viser resultatene av en frekvensanalyse av dataene på figur 14 når trinnendringene som fremkommer fra nedstenging og oppstarting er ekskludert, Figur 17 illustrerer sinuskurver for oscillasjoner som er påført i overensstemmelse med en utførelsesform av oppfinnelsen sammen med et plott av resulterende variasjoner i trykk, Figur 18 viser et tilsvarende sett med sinuskurver med faser justert for å optimalisere produksjon, og Figure 4 illustrates the results of a frequency analysis of real production data from an oil field, Figure 5 illustrates the same frequency spectrum as in Figure 4, with an additional oscillating period, Figure 6 is a graph derived from the oil field simulation showing variations in production flow rate in a standard build-up test campaign and variations in production flow rate during a well test in accordance with an embodiment of the invention, Figure 7 shows the results of a frequency analysis of the well test in Figure 6 including wellbore pressure, water flow rate and oil flow rate, Figure 8 is a graph derived from the oil field simulation showing variations in production flow rate during a standard build-up production test campaign and variations in production flow rate during a well test in accordance with another embodiment of the invention, Figure 9 shows the results of a frequency analysis of the well test in Figure 8 including wellbore pressure, water flow rate and oil flow ing rate, Figure 10 is a graph derived from the oil field simulation showing variations in production flow rate during a standard build-up test campaign and variations in production flow rate during a well test in accordance with a further embodiment of the invention, Figure 11 shows the results of a frequency analysis of the well test in Figure 10 including wellbore pressure , water flow rate and oil flow rate, Figure 12 is a graph derived from the oil field simulation showing variations in production flow rate during a well test in accordance with an embodiment according to the invention corresponding to that in Figure 8, where noise has been added, Figure 13 shows the results of a frequency analysis of the data in Figure 12 including wellbore pressure and flow rate, Figure 14 is a graph derived from the oil field simulation showing variations in production flow rate during a well test in accordance with an embodiment of the invention when the test takes place in parallel with the shutdown and start-up, Figure 15 shows the results of a frequency analysis of the data on Figure 14 including wellhead pressure, wellbore pressure and flow rate, Figure 16 shows the results of a frequency analysis of the data on Figure 14 when the step changes that arise from shutdown and start-up are excluded, Figure 17 illustrates sine curves for oscillations applied in accordance with an embodiment of the invention together with a plot of resulting variations in pressure, Figure 18 shows a corresponding set of sine curves with phases adjusted to optimize production, and

Figur 19 viser et alternativt oppsett av feltutstyr. Figure 19 shows an alternative set-up of field equipment.

Et typisk oppsett for konvensjonell brønntesting er vist på figur 1. En produksjonsheader 2 er koblet via en produksjonsstrømningslinje 4 til en produksjonsseparator 6.1 dette tilfellet er produksjonsheaderen 2 koblet til tre brønner 8. Brønnene 8 trekker i dette eksemplet all olje og gass fra det samme feltet. Hver brønn 8 er koblet til headeren med en hovedventil 10, vingventil 12, strupeventil 14 og sjekkventil 16. Isoleringsventiler 18 kobler produksjonsheaderen til linjene fra brønnene 8. Linjene fra brønnene er også koblet via et annet sett med isoleringsventiler 19 til en testheader 20. Testheaderen 20 er en dedikert header som kun benyttes til testformål. Den er koblet via teststrømningslinjen 22 inn i en testseparator 24. Produksjonsseparatoren 6 og testseparatoren 24 er tanker som separerer olje og gass. Under påvirkningen av gravitasjon setter oljen seg i bunnen av tanken, der gasen okkuperer toppen av tanken. Hver separator 6, 24 er utstyrt med en trykkontrollinje 26 som forbinder det gassfylte området i toppen av separatoren 6, 24 med en ventil på gassutløpslinjen 30. For hver av produksjonsseparatoren og testseparatoren er det også en prøvetakings- og utmålingsinnretning 28 på oljeutløpslinjen 32. Etter separasjon blir olje og gass fremført separat for ytterligere prosessering via oljeutløpene 32 og gassutløpene 30. Separatorene 6, 24 kan også inkludere et vannutløp for ekstrahering av vann fra under oljen. A typical setup for conventional well testing is shown in figure 1. A production header 2 is connected via a production flow line 4 to a production separator 6.1 in this case the production header 2 is connected to three wells 8. The wells 8 draw in this example all oil and gas from the same field . Each well 8 is connected to the header with a main valve 10, butterfly valve 12, throttle valve 14 and check valve 16. Isolation valves 18 connect the production header to the lines from the wells 8. The lines from the wells are also connected via another set of isolation valves 19 to a test header 20. The test header 20 is a dedicated header that is only used for testing purposes. It is connected via the test flow line 22 into a test separator 24. The production separator 6 and the test separator 24 are tanks that separate oil and gas. Under the influence of gravity, the oil settles at the bottom of the tank, where the gas occupies the top of the tank. Each separator 6, 24 is equipped with a pressure control line 26 which connects the gas-filled area at the top of the separator 6, 24 with a valve on the gas outlet line 30. For each of the production separator and the test separator there is also a sampling and metering device 28 on the oil outlet line 32. After separation, oil and gas are carried forward separately for further processing via the oil outlets 32 and the gas outlets 30. The separators 6, 24 can also include a water outlet for extracting water from under the oil.

Som forklart ovenfor blir under brønntesting én brønn 8 testet om gangen ved å benytte fremgangsmåter fra den kjente teknikken ved å kontrollere strømningene i produksjonsheaderen 2 og den dedikerte testheaderen 20. Det foreliggende brønntestsystemet unngår behovet for kun å teste én brønn 8 om gangen, og gjør det i stedet mulig å teste flere brønner 8 parallelt. As explained above, during well testing, one well 8 is tested at a time using methods from the known technique by controlling the flows in the production header 2 and the dedicated test header 20. The present well test system avoids the need to test only one well 8 at a time, and makes instead, it is possible to test several wells 8 in parallel.

Som beskrevet ovenfor involverer det foreliggende brønntestsystemet anvendelsen av oscillasjoner som påføres brønnene 8 som et sett frekvenser ved å benytte strupeventilene 14. En forskjellig frekvens blir benyttet i hver brønn 8, for derved å gjøre det mulig for data å bli fremskaffet om flere brønner 8 samtidig ved anvendelsen av en påfølgende frekvensanalyse. I frekvensanalysen blir de ulike frekvensene benyttet for å øremerke data som gjelder en spesifikk brønn 8. Det er ikke noe behov for å justere strømningene sammenlignet med i normal produksjon, og slik gir denne testfremgangsmåten data som er direkte relatert til egenskaper for brønnene 8 under normal produksjon. As described above, the present well test system involves the use of oscillations which are applied to the wells 8 as a set of frequencies by using the throttle valves 14. A different frequency is used in each well 8, thereby enabling data to be obtained about several wells 8 simultaneously by the application of a subsequent frequency analysis. In the frequency analysis, the various frequencies are used to earmark data that applies to a specific well 8. There is no need to adjust the flows compared to normal production, and thus this test procedure provides data that is directly related to the characteristics of the wells 8 under normal production.

Med et utstyrsoppsett av typen som er vist på figur 1 blir oppfinnelsen implementert ved å påføre oscillasjoner på trykket og strømningsraten i brønnene 8 via strupeventilene 14. En typisk strupeventil 14 kan bli åpnet og lukket i 200 trinn over en periode på omtrent 5 minutter. Strupeventilene 14 kan derfor bli benyttet med en passende konfigurert kontroller for å påføre oscillasjoner i strømningsraten over et bredt område med mulige frekvenser. Under påføring av disse oscillasjonene med strupeventiler 14 inkluderer brønntesten også måling av trykk på brønnhodet og i brønnhullet, målinger av strømninger for olje og gass ut av separatoren 6, og også målinger av vannstrømningsrate dersom separatoren også tillater separasjon av vann fra oljen. Testen kan også inkludere å samle data som er relatert til forholdet mellom gass og olje, vann-kutt og så videre. De målte dataene blir analysert og effekter som fremkommer fra output i de ulike brønnene blir identifisert basert på frekvensanalyse av typen som er diskutert nedenfor. With an equipment setup of the type shown in figure 1, the invention is implemented by applying oscillations to the pressure and flow rate in the wells 8 via the throttle valves 14. A typical throttle valve 14 can be opened and closed in 200 steps over a period of approximately 5 minutes. Throttle valves 14 can therefore be used with a suitably configured controller to impose oscillations in the flow rate over a wide range of possible frequencies. During application of these oscillations with throttle valves 14, the well test also includes measurement of pressure on the wellhead and in the wellbore, measurements of flows for oil and gas out of the separator 6, and also measurements of water flow rate if the separator also allows separation of water from the oil. The test may also include gathering data related to gas-oil ratios, water-cuts, and so on. The measured data is analyzed and effects arising from output in the various wells are identified based on frequency analysis of the type discussed below.

Frekvensene som blir benyttet er bestemt basert på karakteristikaene for oljefeltet og brønnene på en måte som er forklart i større detalj nedenfor med referanse til figur 4.1 overensstemmelse med ulike forskjellige utførelsesformer av oppfinnelsen kan oscillasjonene bli påført i kun en kort tidsperiode som beskrevet nedenfor med referanse til figurene 6 og 7 eller i en lengre tidsperiode som kan være ekvivalent med lengden på en konvensjonell testkampanje som diskutert nedenfor i sammenheng med figur 8 og 9, eller i et ytterligere alternativ så kan oscillasjonene bli påført ikke bare med forskjellige frekvenser men også med varierende amplituder som diskutert nedenfor i sammenheng med figur 10 og 11. Analysen i sammenheng med disse figurene er utledet fra en simulering av et oljefelt ved å benytte «Eclipse black oil simulation modelling package» som leveres av Schlumberger Limited. Testmodellen benyttet en gruppe av 20 blokker i bredde og dybde og 20 blokker i høyden med en gitteravstand på 25 meter i bredde og dybde og 10 meter høy. Permeabiliteten ble satt til 300 mD og porøsiteten til 25 %. I modellen ble oljemetning satt til 0 i lagene 1 til 7 og i lagene 15 til 20 og over null i de sentrale lagene, med størst metning i lagene 9 til 12. Trykk øker gjennom lagene slik det er konvensjonelt. Simuleringen inkluderer 10 vertikale brønner, perforert i lag 12. Til formålet med Eclipse-modellen er feltutstyret som vist på figur 2. Figur 3 viser oljemetningen og trykket for modellen. The frequencies that are used are determined based on the characteristics of the oil field and the wells in a manner that is explained in greater detail below with reference to figure 4.1 in accordance with various different embodiments of the invention, the oscillations may be applied for only a short period of time as described below with reference to Figures 6 and 7 or for a longer period of time which may be equivalent to the length of a conventional test campaign as discussed below in connection with Figures 8 and 9, or in a further alternative the oscillations may be applied not only with different frequencies but also with varying amplitudes as discussed below in connection with figures 10 and 11. The analysis in connection with these figures is derived from a simulation of an oil field using the "Eclipse black oil simulation modeling package" supplied by Schlumberger Limited. The test model used a group of 20 blocks in width and depth and 20 blocks in height with a grid spacing of 25 meters in width and depth and 10 meters high. The permeability was set to 300 mD and the porosity to 25%. In the model, oil saturation was set to 0 in layers 1 to 7 and in layers 15 to 20 and above zero in the central layers, with the greatest saturation in layers 9 to 12. Pressure increases through the layers as is conventional. The simulation includes 10 vertical wells, perforated in layer 12. For the purpose of the Eclipse model, the field equipment is as shown in Figure 2. Figure 3 shows the oil saturation and pressure for the model.

For illustrasjonsformål viser figur 2 kun to av de ti brønnene 8. Brønnene er forbundet gjennom strupeventiler 14 til en produksjonsheader 2 som deretter leder inn i en produksjonsseparator 6 på en liknende måte som for systemet beskrevet ovenfor i sammenheng med figur 1. Produksjonsseparatoren 6 har en olje-output 32 med en oljestrømningsrate Fo, en gass-output 30 med en gasstrømningsrate Fg, og også et vannutløp 24 med en vannstrømningsrate Fw. Som i systemet på figur 1 er det en trykkontroll 26. Som påpekt ovenfor, når den opererer i et system i den reelle verden, så er det sett for seg at oscillasjoner i overensstemmelse med oppfinnelsen vil bli påført gjennom brønnene via brønnhodestruperne 14. Strupeventilene 14 vil bli åpnet og lukket for å indusere oscillasjoner i strømningsraten og i brønnhodetrykket. For formålet med denne modellen og på grunn av begrensninger i Eclipse-modelleringspakken så blir likevel variasjoner i brønnhodetrykk påført i en simulering ikke med en strupeventil 14, men i stedet i en simulert brønnhodetrykkvariasjon dannet av programvaren. Det er selvfølgelig åpenbart at resultatet vil være det samme. Feltutstyrsoppsettet på figur 2 vedrører plattformbrønner uten en undersjøisk manifold, selv om brønntesten ikke er begrenset kun til dette oppsettet. Et alternativt oppsett er diskutert nedenfor i sammenheng med figur 19. For illustration purposes, Figure 2 shows only two of the ten wells 8. The wells are connected through throttle valves 14 to a production header 2 which then leads into a production separator 6 in a similar way to the system described above in connection with Figure 1. The production separator 6 has a oil output 32 with an oil flow rate Fo, a gas output 30 with a gas flow rate Fg, and also a water outlet 24 with a water flow rate Fw. As in the system of Figure 1, there is a pressure control 26. As pointed out above, when operating in a real world system, it is envisaged that oscillations in accordance with the invention will be applied through the wells via the wellhead chokes 14. The choke valves 14 will be opened and closed to induce oscillations in the flow rate and in the wellhead pressure. For the purposes of this model and due to limitations in the Eclipse modeling package, variations in wellhead pressure are nevertheless applied in a simulation not with a choke valve 14, but instead in a simulated wellhead pressure variation generated by the software. It is of course obvious that the result will be the same. The field equipment setup in Figure 2 relates to platform wells without a subsea manifold, although the well test is not limited to this setup only. An alternative setup is discussed below in connection with Figure 19.

For å oppnå de beste resultatene ved å benytte den foreliggende brønntestefremgangsmåten er det viktig å velge et passende sett med frekvenser som vil gjøre det mulig å teste flere brønner samtidig, der frekvensene minimaliserer interferens med hverandre, og der det er mulig å klart identifisere oscillasjoner som er indusert i output fra oljefeltet, dvs., i målinger av brønnhulltrykket, oljestrømningsrate og vannstrømningsrate under testprosedyren. Det er på det rene at det i brønnhulltrykkene og output-strømningsratene for et oljefelt er pågående variasjoner i produksjonsrate. Figur 4 viser en produksjonsbølgeform basert på reelle data fra et oljefelt med flere brønner. Produksjonsstrømmen fluktuerer vesentlig omkring dens gjennomsnittlige strømningsrate og produksjonsbølgeformen inkluderer også en grad av støy. For å kunne bestemme frekvenskomponentene i dette signalet blir en Fourier-transformasjon benyttet. Flere variasjoner av Fourier-transformasjonen kan bli benyttet, slik som diskrete Fourier-transformasjoner, diskrete tids- og diskrete frekvenstransformasjoner og så videre. En rask Fourier-transformasjon (FFT)-algoritme kan også bli benyttet og dette er foretrukket fordi FFT har en tendens til å være vesentlig raskere og mer effektiv når det gjelder beregningskraft. Input til frekvensanalysen er en produksjonsbølgeform for totaltrykk eller strømningsrate for et oljefelt og output er en kompleks dataserie hvis absolutte verdi kan bli avbildet som vist på figur 4 som en serie punkter som viser frekvenser og amplituder for disse frekvensene. In order to obtain the best results using the present well testing procedure, it is important to select an appropriate set of frequencies that will enable testing several wells simultaneously, where the frequencies minimize interference with each other, and where it is possible to clearly identify oscillations that is induced in the output from the oil field, i.e., in measurements of the wellbore pressure, oil flow rate and water flow rate during the test procedure. It is clear that in the wellbore pressures and output flow rates for an oil field there are ongoing variations in production rate. Figure 4 shows a production waveform based on real data from an oil field with several wells. The production stream fluctuates significantly around its average flow rate and the production waveform also includes a degree of noise. In order to be able to determine the frequency components in this signal, a Fourier transformation is used. Several variations of the Fourier transform can be used, such as discrete Fourier transforms, discrete time and discrete frequency transforms and so on. A fast Fourier transform (FFT) algorithm can also be used and this is preferred because FFT tends to be significantly faster and more efficient in terms of computational power. Input to the frequency analysis is a production waveform of total pressure or flow rate for an oil field and the output is a complex data series whose absolute value can be depicted as shown in Figure 4 as a series of points showing frequencies and amplitudes for these frequencies.

På figur 4 kan det sees at i de relativt store frekvensene, dvs., frekvensene i overkant av 1 mHz og som nærmer seg 10 mHz og over, så er det noe dempende effekter, og slik har de økende høye frekvensene en generelt minskende amplitude. Også med lave frekvenser, i dette eksemplet under 0,1 mHz, så starter hendelser med høye amplituder å fremkomme som en konsekvens av prosesser som forekommer under oljeproduksjonsoperasjon og disse danner utilbørlig støy i systemet. Lignende fenomener vil bli sett i produksjonsbølgeformene for andre oljefelter. Frekvensvinduet for oscillasjoner som skal påføres brønnene bør bli valgt for å unngå disse hendelsene. I dette tilfellet vil dermed et passende frekvensvindu å velge for frekvenser som ikke bør lide av demping og som bør være enkelt å skille fra andre frekvenskomponenter med naturlige variasjoner i den oljefylte produksjonsstrømmen være et frekvensvindu mellom 0,1 til 1 mHz, noe som grovt sett tilsvarer perioder på mellom 15 minutter og to og en halv time. In Figure 4, it can be seen that in the relatively large frequencies, i.e., frequencies in excess of 1 mHz and approaching 10 mHz and above, there are somewhat damping effects, and thus the increasing high frequencies have a generally decreasing amplitude. Also with low frequencies, in this example below 0.1 mHz, events with high amplitudes start to appear as a consequence of processes that occur during oil production operations and these form undue noise in the system. Similar phenomena will be seen in the production waveforms for other oil fields. The frequency window for oscillations to be applied to the wells should be chosen to avoid these events. In this case, an appropriate frequency window to choose for frequencies that should not suffer from damping and that should be easy to distinguish from other frequency components with natural variations in the oil-filled production stream would thus be a frequency window between 0.1 to 1 mHz, which roughly correspond to periods of between 15 minutes and two and a half hours.

Det er forventet at frekvenser i denne typen av område vil være passende for mange oljefelter. Likevel bør en analyse av produksjonsdata bli utført for hvert oljefelt for å finne et passende sett med frekvenser som kan bli benyttet for å tilveiebringe effektive resultater fra brønntestefremgangsmåten. Et annet punkt som bør legges merke til er at selv om frekvenser innenfor vinduet 0,1 mHz til 1 mHz generelt vil være det beste for dette spesifikke oljefeltet så kan det også være nyttig å overveie høyere frekvenser for noen typer testing, slik som sammensetningstester, fordi det for alle sammensetningstester vil være slik at dempeeffektene som oppstår ved høye frekvenser ikke vil være et slikt problem. It is expected that frequencies in this type of area will be suitable for many oil fields. Nevertheless, an analysis of production data should be performed for each oil field to find an appropriate set of frequencies that can be used to provide effective results from the well testing procedure. Another point to note is that although frequencies within the 0.1 mHz to 1 mHz window will generally be best for this specific oil field, it may also be useful to consider higher frequencies for some types of testing, such as composition tests, because for all composition tests it will be the case that the damping effects that occur at high frequencies will not be such a problem.

Som en illustrasjon på hvordan oscillasjoner påført på brønnhodet kan bli benyttet til å generere data som er synlige til og med i konteksten i en produksjon i den reelle verden, så viser figur 5 tilsvarende data som på figur 4 når input - produksjonsbølgeformen blir endret ved addisjonen av en sinusbølge på 0,3 mHz med en amplitude på 200 kubikkmeter per time ved temperaturtrykk. Det er ingen merkbar effekt i det opprinnelige plottet av produksjonsstrømningsrate, men frekvensanalysen inkluderer naturlig et ekstra punkt for den ekstra sinuskurven slik dette kan sees på figur 5, der et ytterligere punkt fremkommer med en amplitude på 200 Sm7t og en frekvens på 0,3 mHz. Det vil dermed være slik at når oscillasjonene blir introdusert via strupeventilen 14 på brønnhodet i overensstemmelse med foreliggende fremgangsmåte, så vil effektene av disse oscillasjonene på output slik som strømningsraten bli sett når en passende frekvensanalyse. As an illustration of how oscillations applied to the wellhead can be used to generate data that is visible even in the context of a production in the real world, Figure 5 shows the corresponding data as in Figure 4 when the input - production waveform is changed by the addition of a sine wave of 0.3 mHz with an amplitude of 200 cubic meters per hour at temperature pressure. There is no noticeable effect in the original plot of production flow rate, but the frequency analysis naturally includes an additional point for the additional sine curve as can be seen in Figure 5, where an additional point appears with an amplitude of 200 Sm7t and a frequency of 0.3 mHz . It will thus be the case that when the oscillations are introduced via the throttle valve 14 on the wellhead in accordance with the present method, the effects of these oscillations on the output such as the flow rate will be seen when an appropriate frequency analysis.

Med en gang frekvensområdet har blitt bestemt er det også nødvendig å velge passende frekvenser innenfor dette området. De valgte frekvensene bør unngå interferens med hverandre og med signifikante harmoniske. Forholdet mellom bunn trykket i brønnen og brønnhodetrykket er ikke-lineært og vil derfor være forventet å produsere en andre harmoniske og eventuelt ytterligere harmoniske. Ideelt sett bør den andre harmoniske bli sjekket for å se om den er liten. En lav eller neglisjerbar output ved den andre harmoniske for input-frekvensen er en indikator på at det ikke er noen høyere harmoniske og at det ikke er noe problem med ikke-linearitet som kan vri resultatene av analysen. Testfrekvensene bør dermed bli valgt for å unngå frekvenser som vil bli påvirket av eller som vil maskere harmoniske for andre testfrekvenser. Dersom én testfrekvens blir satt til 0,1 mHz da bør for eksempel ikke 0,2 mHz bli benyttet som en annen frekvens i en test. Dersom en frekvens blir satt til 0,15 mHz så bør likeledes ikke 0,3 mHz bli benyttet som en frekvens for en annen brønn i testen. I tillegg bør de valgte frekvensene ha en avstand som er liten nok til å gi et tilstrekkelig stort antall frekvenser for å dekke alle brønnene, men stort nok til å unngå en unødvendig lang prøvetakingstid. Den totale prøvetakingstiden som er nødvendig er den inverse av den minimale avstanden mellom de valgte frekvensene. Once the frequency range has been determined, it is also necessary to select suitable frequencies within this range. The selected frequencies should avoid interference with each other and with significant harmonics. The relationship between the bottom pressure in the well and the wellhead pressure is non-linear and will therefore be expected to produce a second harmonic and possibly further harmonics. Ideally, the second harmonic should be checked to see if it is small. A low or negligible output at the second harmonic of the input frequency is an indicator that there are no higher harmonics and that there is no nonlinearity problem that could distort the results of the analysis. The test frequencies should thus be chosen to avoid frequencies which will be affected by or which will mask harmonics of other test frequencies. If one test frequency is set to 0.1 mHz then, for example, 0.2 mHz should not be used as another frequency in a test. If a frequency is set to 0.15 mHz, then 0.3 mHz should also not be used as a frequency for another well in the test. In addition, the selected frequencies should have a distance that is small enough to provide a sufficiently large number of frequencies to cover all the wells, but large enough to avoid an unnecessarily long sampling time. The total sampling time required is the inverse of the minimum spacing between the selected frequencies.

I det foreliggende eksemplet med et frekvensvindu på 0,1 mHz til 1 mHz vil vi for å kunne teste det simulerte oljefeltet med ti brønner dermed behøve ti frekvenser. Fordi et antall frekvenser ikke vil være tilgjengelige for anvendelse er det for å oppnå ti testfrekvenser dermed nødvendig å se på frekvenser som ligger nærme nok hverandre for å gi noe flere enn ti frekvenser. Dette kan bli gjort ved å tilveiebringe tjue frekvensvinduer, og tillate opptil halvparten av frekvensvinduene å bli fjernet ved konflikt mellom harmoniske og så videre. For eksempel er området som er tilgjengelig for testfrekvenser 0,1 mHz til 1 mHz, og dermed bør de potensielle frekvensvinduene ha en avstand fra hverandre på 50 uHz for å gi tjue mulige frekvenser. Med en frekvensavstand på 50 uHz vil da den totale tiden som er nødvendig for å fullføre testen for å kunne tilveiebringe et fult sett med resultater i frekvensanalysen være seks timer. Dette er svært fordelaktig sammenlignet med den minimale totaltiden for en ekvivalent oppbygningstestkampanje som kan kreve fem dager. In the present example with a frequency window of 0.1 mHz to 1 mHz, in order to be able to test the simulated oil field with ten wells, we will thus need ten frequencies. Because a number of frequencies will not be available for use, in order to obtain ten test frequencies it is therefore necessary to look at frequencies that are close enough to each other to give something more than ten frequencies. This can be done by providing twenty frequency windows, allowing up to half of the frequency windows to be removed in case of conflict between harmonics and so on. For example, the range available for test frequencies is 0.1 mHz to 1 mHz, and thus the potential frequency windows should be spaced 50 uHz apart to give twenty possible frequencies. With a frequency spacing of 50 uHz, the total time required to complete the test in order to provide a full set of results in the frequency analysis will then be six hours. This is very advantageous compared to the minimal total time for an equivalent build test campaign which may require five days.

Med frekvensområdet på 0,1 mHz til 1 mHz og en avstand på 50 uHz er det relativt enkelt å bestemme et sett med frekvenser som er tilgjengelige og som ikke forårsaker konflikt med de andre harmoniske eller andre frekvenser. Ett mulig sett med frekvenser er 0,1 mHz, 0,15 mHz, 0,25 mHz, 0,35 mHz, 0,4 mHz, 0,45 mHz, 0,55 mHz, 0,6 mHz, 0,65 mHz, 0,75 mHz og 1 mHz. I vårt simulerte eksempeloljefelt som har ti brønner kan vi velge ti av disse elleve frekvensene for påføring til de ti brønnene. Som bemerket ovenfor bør oscillasjonene bli påført brønnene i en minimal tidsperiode på seks timer. With the frequency range of 0.1 mHz to 1 mHz and a spacing of 50 uHz, it is relatively easy to determine a set of frequencies that are available and that do not cause conflict with the other harmonics or other frequencies. One possible set of frequencies is 0.1 mHz, 0.15 mHz, 0.25 mHz, 0.35 mHz, 0.4 mHz, 0.45 mHz, 0.55 mHz, 0.6 mHz, 0.65 mHz , 0.75 mHz and 1 mHz. In our simulated example oil field that has ten wells, we can choose ten of these eleven frequencies to apply to the ten wells. As noted above, the oscillations should be applied to the wells for a minimum time period of six hours.

Figur 6 viser den totale output-strømningsraten for det simulerte oljefeltet på figur 3 når det blir testet i en konvensjonell oppbygningstest og også når det testes over en periode på seks timer ved å benytte foreliggende fremgangsmåte med oscillasjonsfrekvenser valgt fra de som er listet opp ovenfor. De to ulike testregimene kan enkelt bli skilt fra hverandre. I oppbygningstesten er det ti klare sykluser inkludert et signifikant fall i total strømning ettersom den ene brønnen etter den andre stenges av og deretter blir startet igjen. For den oscillasjonsbaserte testfremgangsmåten er en vesentlig kortere tidsperiode nødvendig. Slik det fremgår av figuren foregår oppbygningstesten over fem dager mens den oscillasjonsbaserte testen kun trenger seks timer. Oscillasjonene blir påført under de siste seks timene av grafen. Det er på det rene at som en konsekvens av å unngå behovet for å stenge ned hver brønn i sin tur så blir produksjon under testkampanjen økt mye, produksjon fortsetter uavbrutt der den eneste endringen er oscillasjoner påført ved normale endringer i strømningsrate og brønnhodetrykk i de seks siste timene av den ukelange perioden. Konsekvensen av dette er at produksjon som benytter denne seks timer langen oscillasjonsbaserte brønntestefremgangsmåten er vesentlig høyere totalt sett over testperioden. I eksemplet som er vist er total produksjon omtrent 4,3 % høyere enn produksjon når oppbygningstesten blir utført. I det viste eksemplet er strømningsraten for oljefeltet i størrelsesorden 6000 m<3>per time og dette betyr at den ekstra produksjonen over testperioden som er vist er omtrent 42 000 m<3>. Denne ekstra oljeproduksjonen vil ha en verdi på flere titalls millioner dollar per i dag, og gir dermed et signifikant fortrinn. Figure 6 shows the total output flow rate for the simulated oil field of Figure 3 when tested in a conventional build-up test and also when tested over a period of six hours using the present method with oscillation frequencies selected from those listed above. The two different test regimes can easily be separated from each other. In the build-up test, there are ten clear cycles including a significant drop in total flow as one well after another is shut down and then restarted. For the oscillation-based test method, a significantly shorter time period is required. As can be seen from the figure, the build-up test takes place over five days, while the oscillation-based test only needs six hours. The oscillations are applied during the last six hours of the graph. It is clear that as a consequence of avoiding the need to shut down each well in turn, production during the test campaign is greatly increased, production continues uninterrupted where the only change is oscillations caused by normal changes in flow rate and wellhead pressure in the six last hours of the week-long period. The consequence of this is that production using this six-hour oscillation-based well test procedure is significantly higher overall over the test period. In the example shown, total production is approximately 4.3% higher than production when the build-up test is performed. In the example shown, the flow rate for the oil field is in the order of 6,000 m<3>per hour and this means that the additional production over the test period shown is approximately 42,000 m<3>. This additional oil production will have a value of several tens of millions of dollars per day, and thus provides a significant advantage.

Mens testen blir utført med oscillasjonene påført på de resulterende endringene i brønnhulltrykk, blir vannstrømningsrate og oljestrømningsrate målt og deretter While the test is being performed with the oscillations applied to the resulting changes in wellbore pressure, water flow rate and oil flow rate are measured and then

utsatt for en frekvensanalyse av typen som er beskrevet ovenfor. Resultatene er vist på figur 7. Slik det fremgår er det helt klart identifiserbare oscillasjoner i output fra testen som tilsvarer input-oscillasjonene ved frekvenser på 0,1 mHz, 0,15 mHz, 0,25 mHz, 0,35 mHz, 0,4 mHz, 0,45 mHz, 0,55 mHz, 0,6 mHz, 0,65 mHz og 0,75 mHz. Disse kan bli sett klarest i målingen av brønnhulltrykk, men er også klart identifiserbare i strømningsratemålingene. Fordi amplituden til input-oscillasjonene er kjent, så er det ved å måle amplituden på output-oscillasjonene mulig å bestemme egenskaper i brønnen. subjected to a frequency analysis of the type described above. The results are shown in Figure 7. As can be seen, there are clearly identifiable oscillations in the output from the test that correspond to the input oscillations at frequencies of 0.1 mHz, 0.15 mHz, 0.25 mHz, 0.35 mHz, 0, 4 mHz, 0.45 mHz, 0.55 mHz, 0.6 mHz, 0.65 mHz and 0.75 mHz. These can be seen most clearly in the measurement of wellbore pressure, but are also clearly identifiable in the flow rate measurements. Because the amplitude of the input oscillations is known, by measuring the amplitude of the output oscillations it is possible to determine properties in the well.

For eksempelets del kan vi anse oljestrømning som Fo, vannstrømning som Fwog brønnhulltrykk p for brønner 1,5 og 10 (frekvenser 0,1 mHz, 0,4 mHz og 0,75 mHz) og informasjonen kan bli utledet fra resultatene som er vist på figur 7. Olje-og vannproduksjonen og brønnhulltrykk kan bli lest ut av det passende plottet på figur 7, og baselinjeamplituden, som kan bli bestemt som diskutert nedenfor i relasjon til figur 11, blir benyttet for å estimere usikkerheten i verdien: For the example part we can consider oil flow as Fo, water flow as Fwog wellbore pressure p for wells 1.5 and 10 (frequencies 0.1 mHz, 0.4 mHz and 0.75 mHz) and the information can be derived from the results shown on Figure 7. The oil and water production and wellbore pressure can be read from the appropriate plot in Figure 7, and the baseline amplitude, which can be determined as discussed below in relation to Figure 11, is used to estimate the uncertainty in the value:

For brønn 1, F0=30±14 Sm<3>/t, Fw=3,7±l,5 Sm<3>/t, p=3,3±0,7 bar. For well 1, F0=30±14 Sm<3>/h, Fw=3.7±1.5 Sm<3>/h, p=3.3±0.7 bar.

For brønn 5, F0=33±5 Sm<3>/t, Fw=4,3±0,5 Sm<3>/t, p=2,81±0,3 bar. For well 5, F0=33±5 Sm<3>/h, Fw=4.3±0.5 Sm<3>/h, p=2.81±0.3 bar.

For brønn 10, F0=31,4±2 Sm<3>/t, Fw=4,2±0,2 Sm<3>/t, p=2,74±0,01 bar. For well 10, F0=31.4±2 Sm<3>/h, Fw=4.2±0.2 Sm<3>/h, p=2.74±0.01 bar.

Vi kan benytte feilpropageringsteori for å beregne vann-cut (WC) og produktivitetsindeks (PI): We can use error propagation theory to calculate water cut (WC) and productivity index (PI):

For brønn 1, WC=0,11±0.07 og PI=9,1±4,5 Sm<3>/t bar, For well 1, WC=0.11±0.07 and PI=9.1±4.5 Sm<3>/t bar,

For brønn 5, WC=0,115±0.02 og PI=11,7±2,2 Sm<3>/t bar, For well 5, WC=0.115±0.02 and PI=11.7±2.2 Sm<3>/t bar,

For brønn 10, WC=0,118±0.01 og PI=11,5±0,7 SmVtbar. For well 10, WC=0.118±0.01 and PI=11.5±0.7 SmVtbar.

Det er klart at usikkerheten er svært høy for brønn 1 fordi baselinjen (og derved usikkerhet) er høyere ved lave frekvenser. It is clear that the uncertainty is very high for well 1 because the baseline (and thus uncertainty) is higher at low frequencies.

Figurene 8 og 9 viser liknende informasjon som figurene 6 og 7 med en alternativ implementering av testfremgangsmåten. Slik det fremgår på figur 8, blir oscillasjonene slik påført ikke bare under de seks siste timene av den fem dager lange testperioden for den ekvivalente oppbygningstesten, men blir også påført gjennom hele denne fem dagers testperioden. Dette gir klarere informasjon og en bedre baselinje i frekvensanalysen, noe som betyr at output-dataene er mer nøyaktige. Fordi femdagerstesten krever et dropp i produksjonen i en lengre periode enn sekstimerstesten, så er naturligvis den ekstra produksjonen sammenlignet med den konvensjonelle oppbygningstesten mindre, og er omtrent 2,2 % eller i dette tilfellet omtrent 22 000 m<3>.1 praksis kan lengden på testen bli satt for et gitt oljefelt og for et gitt testkrav basert på tidligere erfaring med nøyaktigheten for dataene i en kort test, og basert på egenskapene til testingen. Dersom testen er en enkel rutinetest for overvåkning av brønnytelse uten behov for svært detaljerte og nøyaktige data, så kan en kort test bli utført. På den annen side, dersom det er nødvendig å oppnå svært detaljert informasjon om ulike egenskaper for hver av dem, så kan det være hensiktsmessig å utføre en lengre test. Figures 8 and 9 show similar information to Figures 6 and 7 with an alternative implementation of the test procedure. As can be seen in Figure 8, the oscillations are thus applied not only during the last six hours of the five-day test period for the equivalent build-up test, but are also applied throughout this five-day test period. This provides clearer information and a better baseline in the frequency analysis, which means that the output data is more accurate. Because the five-day test requires a drop in production for a longer period than the six-hour test, naturally the additional production compared to the conventional build-up test is less, being about 2.2% or in this case about 22,000 m<3>.1 in practice the length can on the test be set for a given oil field and for a given test requirement based on previous experience with the accuracy of the data in a short test, and based on the characteristics of the testing. If the test is a simple routine test for monitoring well performance without the need for very detailed and accurate data, then a short test can be carried out. On the other hand, if it is necessary to obtain very detailed information about different properties for each of them, then it may be appropriate to carry out a longer test.

Ved å se på målingene for brønnene 1, 5 og 10 på en tilsvarende måte som den som er forklart ovenfor, så blir følgende funnet: By looking at the measurements for wells 1, 5 and 10 in a similar way to that explained above, the following is found:

For brønn 1, F0=31,3±2 Sm<3>/t, Fw=6,6±l,5 Sm<3>/t, p=3,31±0,05 bar. For well 1, F0=31.3±2 Sm<3>/h, Fw=6.6±1.5 Sm<3>/h, p=3.31±0.05 bar.

For brønn 5, F0=32±3 Sm<3>/t, Fw=4,45±0,4 Sm<3>/t, p=2,89±0,02 bar. For well 5, F0=32±3 Sm<3>/h, Fw=4.45±0.4 Sm<3>/h, p=2.89±0.02 bar.

For brønn 10, F0=31,0±0,4 Sm<3>/t, Fw=4,45±0,2 Sm<3>/t, p=2,78±0,01 bar. For well 10, F0=31.0±0.4 Sm<3>/h, Fw=4.45±0.2 Sm<3>/h, p=2.78±0.01 bar.

Fra dette får vi: From this we get:

For brønn 1, WC=0,174±0.04 og PI=9,5±0,6 Sm<3>/t bar, For well 1, WC=0.174±0.04 and PI=9.5±0.6 Sm<3>/t bar,

For brønn 5, WC=0,121±0.012 og PI=11,2±0,7 SmVtbar, For well 5, WC=0.121±0.012 and PI=11.2±0.7 SmVtbar,

For brønn 10, WC=0,126±0.006 og PI=11,15±0,15 Sm<3>/t bar. For well 10, WC=0.126±0.006 and PI=11.15±0.15 Sm<3>/t bar.

Disse verdiene er mye mer presise, selv om ytterligere presisjon for brønn 10 ikke nødvendigvis var påkrevd sammenlignet med 6 timers testen. Det bør bemerkes at disse verdiene ikke er direkte sammenlignbare med det tidligere tilfellet fordi de måler WC og PI over fem dager: en kilde til usikkerheten er også variasjonen for parametere over de fem dagene med prøvetaking: usikkerheten rundt Fwer omtrent den samme som i det tidligere tilfellet. These values are much more precise, although additional precision for well 10 was not necessarily required compared to the 6 hour test. It should be noted that these values are not directly comparable to the previous case because they measure WC and PI over five days: a source of the uncertainty is also the variation of parameters over the five days of sampling: the uncertainty around Fwer about the same as in the previous case.

Figurene 10 og 11 viser en annen alternativ utførelsesform. Testingen som blir benyttet er tilsvarende testen på figur 8 ved at den blir benyttet i kun seks timer og blir vist i slutten av den konvensjonelle oppbygningstestperioden. De påførte oscillasjonene er likevel forskjellige fra de på figur 6 ved at de er skalert med større oscillasjoner for lave frekvenser. Dette unngår unøyaktigheter introdusert ved baselinjegradienten i det underliggende frekvensspektrumet. Figures 10 and 11 show another alternative embodiment. The testing that is used is similar to the test in Figure 8 in that it is used for only six hours and is shown at the end of the conventional build-up test period. The applied oscillations are nevertheless different from those in Figure 6 in that they are scaled with larger oscillations for low frequencies. This avoids inaccuracies introduced by the baseline gradient in the underlying frequency spectrum.

Figur 11 inkluderer en illustrasjon av en baselinjeamplitude approksimert med en linje som er tilpasset de underliggende dataene. For å bestemme en linje med beste tilpasning, blir datapunktene på testfrekvensene og deres andre harmoniske ignorert, og en linje blir tilpasset de gjenværende dataene ved å benytte en minste-kvadrat-analyse eller tilsvarende. Slik det fremgår på figurene 7, 9 og 11 har baselinjen en gradient som øker for lavere frekvenser. Anvendelsen av skalerte oscillasjoner kan derfor forbedre nøyaktigheten for output-dataene ved å holde dem vekk fra baselinjen. Økningen i produksjon sammenlignet med produksjon under oppbygningstesten er tilsvarende økningen i produksjon for de ikke-skalerte oscillasjonene. Figure 11 includes an illustration of a baseline amplitude approximated by a line fit to the underlying data. To determine a line of best fit, the data points at the test frequencies and their second harmonics are ignored and a line is fitted to the remaining data using a least-squares analysis or equivalent. As can be seen in Figures 7, 9 and 11, the baseline has a gradient that increases for lower frequencies. The application of scaled oscillations can therefore improve the accuracy of the output data by keeping it away from the baseline. The increase in output compared to output during the build-up test is equivalent to the increase in output for the non-scaled oscillations.

Ved å benytte den samme analysen for brønnene 1, 5 og 10, så finner vi: Using the same analysis for wells 1, 5 and 10, we find:

For brønn 1, F0=81,3±10 Sm<3>/t, Fw=10,5±l Sm<3>/t, p=7,05±0,02 bar. For well 1, F0=81.3±10 Sm<3>/h, Fw=10.5±l Sm<3>/h, p=7.05±0.02 bar.

For brønn 5, F0=32±2 Sm<3>/t, Fw=4,2±0,6 Sm<3>/t, p=3,05±0,08 bar. For well 5, F0=32±2 Sm<3>/h, Fw=4.2±0.6 Sm<3>/h, p=3.05±0.08 bar.

For brønn 10, F0=20,l±2 Sm<3>/t, Fw=2,6±0,3 Sm<3>/t, p=l,58±0,002 bar. For well 10, F0=20.l±2 Sm<3>/t, Fw=2.6±0.3 Sm<3>/t, p=1.58±0.002 bar.

Fra dette får vi: From this we get:

For brønn 1, WC=0,114±0.0018 og PI=11,5±1.45 Sm3/t bar, For well 1, WC=0.114±0.0018 and PI=11.5±1.45 Sm3/t bar,

For brønn 5, WC=0,115±0.024 og PI=10,6±1,7 SmVtbar, For well 5, WC=0.115±0.024 and PI=10.6±1.7 SmVtbar,

For brønn 10, WC=0,115±0.018 og PI=12,7±1,28 Sm3/t bar. For well 10, WC=0.115±0.018 and PI=12.7±1.28 Sm3/t bar.

Presisjonen i estimerte parametere er nå jevnt omtrent 10 % som et resultat av de skalerte oscillasjonene. Disse resultatene er sammenlignbare med den første gruppen fordi de er målt over samme tidsramme. Presisjon kan bli ytterligere økt enten ved å forlenge prøvetakingstiden eller ved å øke oscillasjonsamplituden. The precision in estimated parameters is now uniformly about 10% as a result of the scaled oscillations. These results are comparable to the first group because they are measured over the same time frame. Precision can be further increased either by extending the sampling time or by increasing the oscillation amplitude.

Figur 12 viser et annet sett med data fra simuleringen der Figure 12 shows another set of data from the simulation there

frekvensoscillasjonsbrønntesten blir kjørt over en femdagersperiode. På figur 12 er tilfeldig målestøy tilført dataene for å simulere støy som kan bli vist i reelle data. the frequency oscillation well test is run over a five-day period. In Figure 12, random measurement noise is added to the data to simulate noise that can be shown in real data.

Figur 13 viser output fra en frekvensanalyse for brønnhulltrykk og oljestrømningsrate for dataene med støy på figur 12. Det fremgår at i sammenligning med de ekvivalente dataene som er vist på figurene 8 og 9 så er det ingen ytterligere vanskelighet i å ekstrahere informasjon som gjelder egenskapene for de ulike brønnene, selv om støy har blitt lagt på. I stedet danner støyen generelt ganske enkelt ytterligere datapunkter ved de høyere frekvensene, og disse ligger Figure 13 shows the output from a frequency analysis for wellbore pressure and oil flow rate for the data with noise in Figure 12. It appears that in comparison with the equivalent data shown in Figures 8 and 9, there is no further difficulty in extracting information relating to the properties of the various wells, even if noise has been applied. Instead, the noise generally simply creates additional data points at the higher frequencies, and these lie

selvfølgelig på utsiden av det valgte frekvensområdet for de påførte oscillasjonene. of course outside the chosen frequency range of the applied oscillations.

Figur 14 viser en annen simulering der oscillasjonsbrønntesten blir utført fra dag to og fremover, med avstenging av en brønn ved 2,5 dager og oppstart av en brønn ved 3,5 dager. Med den oscillasjonsbaserte brønntestingsfremgangsmåten er det mulig å ekstrahere nyttige data fra en testkampanje selv om avstenginger og oppstarter skjer i parallell. Dersom alle dataene blir analysert så blir resultatene som vist på figur Figure 14 shows another simulation where the oscillation well test is carried out from day two onwards, with the shutdown of a well at 2.5 days and the start-up of a well at 3.5 days. With the oscillation-based well testing procedure, it is possible to extract useful data from a test campaign even if shutdowns and start-ups occur in parallel. If all the data is analyzed, the results are as shown in the figure

15, og det er en ytterligere baselinje som fremkommer fra interferens som stammer fra nedstengingen og oppstarten. Med den oscillasjonsbaserte fremgangsmåten er det likevel mulig å unngå denne ytterligere støyen i dataene for å generere hensiktsmessig nøyaktige resultater ved å velge kun noen av dataene fra testkjøringen. I dette tilfellet er det for eksempel mulig å kun velge dataene som fremkommer før nedstengingen, og benytte disse dataene som basis for analysen. 15, and there is an additional baseline that arises from interference originating from the shutdown and start-up. With the oscillation-based method, it is still possible to avoid this additional noise in the data to generate suitably accurate results by selecting only some of the data from the test run. In this case, it is, for example, possible to select only the data that appears before the shutdown, and use this data as the basis for the analysis.

Figur 16 viser hvordan et renere datasett kan bli fremskaffet på denne måten. Fordi regionen med data som skal analysert kan bli valgt etter at dataene har blitt samlet inn, så er det mulig å unngå skadelige effekter på testkampanje som ellers ville kunne forekomme når det var et uventet behov for en nedstenging eller tilsvarende hendelse. 1 tillegg til å velge passende frekvenser for oscillasjonene som skal påføres på brønnhodet er det også fordelaktig i noen tilfeller å påføre oscillasjonene med en nøye valgt faseforskjell. Dette er spesielt fordelaktig under prosessbegrenset operasjon av et oljefelt fordi det kan redusere variasjoner i produksjon. Figur 17 viser et sett med sinusbølger med ti frekvenser valgt fra tjue frekvensvinduer på en tilsvarende måte som frekvensene diskutert ovenfor. Det nedre plottet på figur 19 viser fordelingen av frekvensene. Det midtre plottet viser sinusbølger som representerer produksjon, hver med sin topp som starter ved tid null, og det øvre plottet viser summen av disse bølgene. Det fremgår at topptrykkvariasjonen er over 2 på skaleringen som er vist. Figure 16 shows how a cleaner data set can be obtained in this way. Because the region of data to be analyzed can be selected after the data has been collected, it is possible to avoid adverse effects on the test campaign that would otherwise occur when there was an unexpected need for a shutdown or similar event. In addition to selecting suitable frequencies for the oscillations to be applied to the wellhead, it is also advantageous in some cases to apply the oscillations with a carefully selected phase difference. This is particularly beneficial during process-limited operation of an oil field because it can reduce variations in production. Figure 17 shows a set of sine waves with ten frequencies selected from twenty frequency windows in a similar manner to the frequencies discussed above. The lower plot in figure 19 shows the distribution of the frequencies. The middle plot shows sine waves representing output, each with its peak starting at time zero, and the upper plot shows the sum of these waves. It appears that the peak pressure variation is above 2 on the scale shown.

Synkronisering av toppene for sinusbølgene som på figur 17 vil gi den høyest mulige topptrykkvariasjonen. En stor produksjonsvariasjon er en ulempe for prosessbegrenset operasjon. Det er derfor fordelaktig å justere fasen for de påførte bølgeformene for å redusere produksjonsvariasjon. Figur 18 viser et alternativ der sinusbølgene blir påført med faseoptimalisering. I dette tilfellet ble fasevariasjonen valgt ved å benytte en rå kraft fremgangsmåte (Eng. brute force method). Det maksimale avviket fra gjennomsnittlig produksjon blir redusert med mer enn halvparten og er omtrent 1 på skaleringen som er vist. Output fra testingen vil være identisk fordi de samme frekvensene blir påført og den forskjellige fasen for frekvensene vil ikke påvirke frekvensanalysen. Den skadelige effekten på produksjonsprosessen blir likevel redusert mye. Denne typen av faseoptimalisering bør dermed bli benyttet for prosessbegrenset operasjon. Synchronization of the peaks for the sine waves which in Figure 17 will give the highest possible peak pressure variation. A large production variation is a disadvantage for process-limited operation. It is therefore advantageous to adjust the phase of the applied waveforms to reduce output variation. Figure 18 shows an alternative where the sine waves are applied with phase optimization. In this case, the phase variation was chosen using a brute force method. The maximum deviation from the average output is reduced by more than half and is approximately 1 on the scale shown. The output from the testing will be identical because the same frequencies are applied and the different phase of the frequencies will not affect the frequency analysis. The harmful effect on the production process is nevertheless greatly reduced. This type of phase optimization should therefore be used for process-limited operation.

Som påpekt ovenfor, selv om simuleringen benytter feltutstyr basert på plattformbrønner uten en undersjøisk manifold, så er det mulig å gjøre bruk av den oscillasjonsbaserte brønntestefremgangsmåten i andre utstyrsoppsett. Figur 19 viser et oppsett med en undersjøisk manifold 36 som er koblet til en plattformstruper 38. Som på figur 2 er kun to brønner 8 vist, selv om flere brønner 8 naturligvis kan være koblet til manifolden 36. Brønnene 8 er koblet til den undersjøiske manifolden 36 via ventiler 14. Med dette oppsettet, når en oscillasjon blir påført i ventilene 14, så kan et problem oppstå fordi manifolden 36 kan oscillere med begge frekvenser. Grunnen til at dette kan oppstå med et oppsett med undersjøisk manifold som vist på figur 19, er at det ofte ikke er noen trykkontroll for den undersjøiske manifolden 36. Manifoldtrykket kan derfor variere og det vil bli påvirket av oscillasjonene fra strupeventilene 14. Når en første ventil 14 blir eksitert med frekvensen ©i og en annen ventil 14 blir eksitert med frekvensen©2så blir det slik frekvens lekkasje og manifolden 36 kan oscillere med begge frekvenser©1og©2. Som en konsekvens vil begge brønner 8 bli eksitert med de to frekvensene og frekvensøremerkingen av brønnene 8 går tapt. Dette forhindrer ikke anvendelse av den oscillasjonsbaserte fremgangsmåten for brønntesting på oppsett som benytter en undersjøisk manifold, men det må tas grep for å unngå frekvenslekkasje. As pointed out above, although the simulation uses field equipment based on platform wells without a subsea manifold, it is possible to make use of the oscillation-based well test procedure in other equipment setups. Figure 19 shows a setup with a subsea manifold 36 which is connected to a platform throttle 38. As in figure 2, only two wells 8 are shown, although several wells 8 can of course be connected to the manifold 36. The wells 8 are connected to the subsea manifold 36 via valves 14. With this setup, when an oscillation is applied in the valves 14, a problem can arise because the manifold 36 can oscillate at both frequencies. The reason why this can occur with a setup with a subsea manifold as shown in figure 19 is that there is often no pressure control for the subsea manifold 36. The manifold pressure can therefore vary and it will be affected by the oscillations from the throttle valves 14. When a first valve 14 is excited with the frequency ©i and another valve 14 is excited with the frequency ©2, so this frequency leaks and the manifold 36 can oscillate with both frequencies ©1 and ©2. As a consequence, both wells 8 will be excited with the two frequencies and the frequency earmarking of the wells 8 is lost. This does not prevent the application of the oscillation-based well testing method to setups using a subsea manifold, but steps must be taken to avoid frequency leakage.

Én løsning er å benytte trykkontroll på manifolden 36. En annen løsning er å benytte supersonisk strømning i sjekkventilene 14. Mange brønner drives allerede ved å benytte supersoniske strømninger og eksisterende systemer kan bli tilpasset å benytte de supersoniske strømningsratene. Med supersoniske strømninger vil trykket i manifolden ikke ha noen effekt på strømningsratene gjennom ventilen og enhver trykkvariasjon i manifolden er så å si usynlige for ventilen og for strømningen og trykk på motsatt side av ventilen. Struperstrømningen vil kun bli påvirket av brønntrykket og av struperposisjonen. Som en konsekvens kan en oscillasjon bli påført som kun vil påvirke brønnen som er koblet til denne spesifikke strupeventilen og som ikke vil lekke inn i andre brønner. One solution is to use pressure control on the manifold 36. Another solution is to use supersonic flow in the check valves 14. Many wells are already operated using supersonic flows and existing systems can be adapted to use the supersonic flow rates. With supersonic flows, the pressure in the manifold will have no effect on the flow rates through the valve and any pressure variation in the manifold is virtually invisible to the valve and to the flow and pressure on the opposite side of the valve. The throttle flow will only be affected by the well pressure and the throttle position. As a consequence, an oscillation can be induced that will only affect the well connected to this specific choke valve and will not leak into other wells.

Claims

1. Method for well testing to determine properties for oil and gas wells (8), where the method comprises: applying oscillations to the flow rate and/or pressure in several wells (8) simultaneously, where the oscillations applied in different wells in the several wells ( 8) have different test frequencies, receive measurements for flow rate in stream(s) downstream of a production header (2) combining the flows from the several wells (8) and/or receive measurements of pressure and/or temperature from individual wells (8), performing a frequency analysis of pressure, flow rate and/or temperature measurements to determine pressure, flow rate and/or temperature variations induced by applied oscillations, and determining characteristics of the various wells (8) in the plurality of wells (8) based on the results of the frequency analysis at the test frequencies for the wells (8).

2. Method according to claim 1, where the pressure/flow rate for the several wells (8) is controlled at the wellhead in the well via throttle valves (14) in order to be able to apply the oscillations.

3. Method according to claim 1 or 2, where a frequency range for the test frequencies is a range selected from frequencies between 0.01 mHz to 10 mHz.

4. Method according to claim 1, 2 or 3, which comprises selecting the test frequencies for the oscillations by performing frequency analysis of a production waveform for the wells to find a typical production frequency spectrum and identify a suitable frequency range for the test frequencies.

5. Method according to claim 4, where the frequency range is selected by removing higher frequencies that exhibit damping and/or removing lower frequencies that are unclear due to noise.

6. Method according to any one of claims 3, 4 or 5, which comprises determining the test frequencies to be used for oscillations on the wells (8) by determining a distance for frequency windows within the frequency range based on the number of frequencies that are necessary and/or on the total trial period available.

7. Method according to claim 6, where the frequency spacing for the test frequencies is chosen to ensure that the minimum necessary test time is limited to a predetermined maximum value.

8. Method according to any one of claims 3 to 7, which comprises avoiding the selection of test frequencies within the frequency range that will be affected by and/or will mask the other harmonics of other, previously selected test frequencies.

9. A method according to any of the preceding claims, including grouping wells and testing them in groups.

10. Method according to any one of the preceding claims, where the amplitude of input oscillations is in the range of 10-10000 Sm<3>/h, preferably 50-1000 Sm<3>/h.

11. Method according to any one of the preceding claims, which comprises determining a baseline amplitude for the selected frequency range by determining a line of best fit for the output frequency spectrum and setting the amplitude of the input oscillations to be at least five times higher than the baseline amplitude, preferably ten times higher.

12. A method according to claim 11, wherein the amplitude for each test frequency is scaled to match a gradient in the baseline amplitudes at the test frequencies.

13. Method according to any one of the preceding claims, where the test time is set to be the minimum sampling time for the frequency analysis of the pressure, flow rate and/or temperature measurements.

14. Method according to any one of claims 1 to 12, where the test time is set to be at least five times greater than the minimum sampling time for the frequency analysis of the pressure, flow rate and/or temperature measurements.

15. A method according to any one of claims 1 to 12, wherein the method includes applying oscillations in the well for a total test time that exceeds the minimum sampling time for the frequency analysis of the pressure, flow rate and/or temperature measurements, and then selecting a sampling time from the total the test time for further analysis, where the sampling time is shorter than the total test time.

16. A method according to any of the preceding claims, wherein the measured pressure, flow rate or temperature includes one or more of wellbore pressure, wellbore temperature, wellhead pressure, wellhead temperature, oil flow rate, gas flow rate and/or water flow rate.

17. A method according to any of the preceding claims, wherein the measured flow rates are taken in the stream(s) downstream of a separator (6) receiving the stream from the production header (2), while the measured pressures and/or temperatures are measured at the wellhead and /or in the borehole in the wells (8).

18. Method according to any one of the preceding claims, which comprises determining properties for various wells (8) by determining wellhead and/or wellbore pressure and/or flow rate amplitude values at the test frequencies and using these amplitudes to determine the basic properties for the individual wells (8).

19. Method according to claim 18, which comprises using a baseline amplitude for the measured wellhead and/or wellbore pressure and/or flow rate values to provide an indication of the accuracy of the results, where the baseline amplitude is determined by removing data points related to the test frequencies and their second harmonic, and then determine a line of best fit for the remaining data points.

20. A method according to any one of the preceding claims, wherein frequency analysis includes the application of a Fourier transform.

21. A method according to any one of the preceding claims, wherein the step of applying oscillations includes applying the different frequencies at different phases, wherein the phases of the applied oscillations are shifted relative to each other to reduce production variation in the output flow.

22. A method according to any one of the preceding claims, wherein the frequency analysis includes a step of measuring the level of the second harmonic of the applied test frequencies.

23. Well test apparatus for determining properties for oil and gas wells, where the apparatus comprises: a pressure and/or flow rate controller for controlling pressure and/or flow rate in several wells (8) at the same time, and a data analysis device for receiving and analyzing measurements of flow rate in flow(s) downstream of a production header (2) combining the flows from the several wells (8), and/or measurements of pressure and/or temperature in individual wells (8), where the pressure and/or flow rate controller is configured to induce oscillations in the flow rate and/or pressure in the several wells (8) by using different test frequencies for different wells (8), and where the data analysis device is configured to perform a frequency analysis of the measurements of pressure, flow rate and/or temperature to determine pressure, flow rate and/or temperature variations induced by the applied oscillations, and to determine characteristics of the various wells ( 8) in the several wells (8) based on the results of the frequency analysis at the test frequencies for the wells (8).

24. Apparatus according to claim 23, where the pressure and/or flow rate controller is for controlling pressure and/or flow rate via throttle valves (14) on the well heads in the wells (8).

25. Apparatus according to claim 23 or 24, wherein the pressure and/or flow rate controller is configured to apply oscillations according to any one of claims 2 to 15.

26. Apparatus according to claim 23, 24 or 25, wherein the data analysis device is configured to select test frequencies and/or amplitudes for the oscillations according to any of claims 4 to 12.

27. Computer program product comprising instructions for execution on a data processing apparatus, wherein the apparatus includes hardware or software interfaces to enable the control of flow rates and/or pressures in multiple wells (8), wherein the instructions when executed will configure the data processing apparatus to perform a method of well testing according to any of claims 1 to 22.