RU2631495C2 - Многофазный ультразвуковой расходомер для трубопроводов - Google Patents

Abstract

Система предназначена для определения плотностей и пропорций фаз в потоке многофазной текучей среды (ПМТС), которая может включать в себя нефтяную фазу, водную фазу и газовую фазу из скважины. Система содержит первый плотномер, который измеряет ПМТС в местоположениях, где фазы ПМТС часто являются разделенными, второй плотномер, который измеряет ПМТС с выхода фазового смесителя-гомогенизатора, и третий плотномер, который в реальном времени измеряет ПМТС там, где газовая фаза начинает отделяться или отделилась от жидкой фазы, но где жидкие фазы не разделились. Система также содержит один или более процессоров для выполнения одной или более программ для определения плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы, плотности газовой фазы и пропорций фаз, в том числе обводненности и объемной доли газа, на основе показаний первого, второго и третьего плотномеров. Технический результат – повышение точности и безопасности. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 8 ил.

Description

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[0001] Изобретение относится к определению плотностей и пропорций фаз в потоке многофазной текучей среды (ПМТС), которая может включать в себя нефтяную фазу, водную фазу и газовую фазу из скважины. Изобретение также относится к использованию плотностей и пропорций фаз с помощью датчиков расхода для определения величины дебита фаз.

ОБСУЖДЕНИЕ УРОВНЯ ТЕХНИКИ

[0002] Измерения дебитов нефтяных и газовых скважин нуждается в измерительной системе, которая учитывает индивидуальные компоненты потоков многофазной текучей среды (ПМТС). Индивидуальные компоненты включают в себя газовую фазу, водную фазу и нефтяную фазу. В некоторых измерительных системах разные фазы разделяют и индивидуально измеряют для установления пропорций между фазами и выходных количеств фаз, по объему или массе. Однако разделение - это дорогой процесс, который является экономически неэффективным для небольших наземных скважин, производящих небольшие количества энергии. Альтернативно фазовые смесители-гомогенизаторы используются как менее дорогая альтернатива сепараторам при измерении дебитов ПМТС, выходящего из скважины. Фазовые смесители-гомогенизаторы уменьшают сложность математических уравнений, используемых при расчетах выходных измерений фаз, за счет сокращения числа переменных в уравнениях выхода. Например, когда из скважины выходят три фазы газа, нефти и воды, они частично разделены в так называемом снарядном или стратифицированном потоке, с газовыми фазами, движущимися быстро, и медленно текущими жидкими фазами. Для измерения расхода этого вида разделенного ПМТС, скорость каждой фазы должна быть измерена индивидуально. Однако фазовый смеситель-гомогенизатор создает смешанный поток или равномерный ПМТС со всеми фазами, движущимися с одинаковой скоростью или расходом. Следовательно, при наличии фазового смесителя-гомогенизатора должен быть измерен только один расход, так как все фазы движутся с одной и той же скоростью. В отличие от этого при наличии сепаратора необходимо измерять три разных расхода.

[0003] Измерения плотности разных фаз являются важными при вычислении выходных количеств разных фаз из нефтяной или газовой скважины. Измерения плотности используются для расчета пропорций между разными фазами газа, нефти или воды. Например, измерения плотности используются для расчета объемной доли газа ПМТС, которая представляет собой долю газа в ПМТС. Измерения плотности также используются для расчета обводненности ПМТС, которая представляет собой отношение воды к нефти в ПМТС. Эти пропорции могут быть объединены при одинаковой скорости потока перемешанной смеси ПМТС с выхода фазового смесителя-гомогенизатора для определения выходных количественных показателей газовой фазы, водной фазы и нефтяной фазы.

[0004] Кроме того, измерения плотности используются для определения пропорций фаз, даже когда эти пропорции не используются вместе со скоростями потока для определения выходных количеств. Пропорции разных фаз используются в нефтяной и газовой промышленности для регулирования различных входных производственных показателей нефтяных и газовых скважин с целью оптимизации добычи индивидуальной скважины или оптимизации добычи скважин всего месторождения. Входные показатели для газовых и нефтяных скважин могут представлять собой: давление, количество поступающей воды в скважину и расход энергии при накачке. Таким образом, измерения плотности также важны для нефтяных и газовых скважин, поскольку пропорции фаз сами по себе, без измерения расхода, являются полезными для оптимизации входных показателей газовых и нефтяных скважин.

[0005] Однако традиционные ПМТС-плотномеры являются слишком дорогими, чтобы использовать их непрерывно с большинством скважин от малого до среднего размера, которые расположены на суше. Следовательно, традиционные ПМТС-плотномеры выполняют в виде портативных устройств, применяемых для множества нефтяных скважин. Это требует, чтобы бригада закрепляла и перемещала плотномеры, и таким образом портативные плотномеры увеличивают трудозатраты. Традиционные ПМТС-плотномеры также излучают, в том числе рентгеновские лучи и гамма-лучи. Кроме того, традиционные ПМТС-плотномеры применяются на нефтяной скважине только периодически, обычно с интервалом в несколько месяцев между измерениями. Изменения в дебитах нефтяной скважины или нефтяного месторождения, например, изменения в пропорциях фаз, трудно обнаруживаются в таких ситуациях в связи с длительными периодами между измерениями плотности по скважинам. Необходимы частые измерения плотности для определения фазовых пропорций, которые используются для оптимизации входных параметров нефтяной скважины. Частые измерения плотности также повышают точность выходных параметров (например, объема или массы) разных фаз, поскольку частое измерение плотности учитывает изменения в пропорциях между фазами, что влияет на точность вычислений выходного количества. Многие нефтяные скважины на суше с меньшим выходом могли бы использовать недорогой, неизлучающий и постоянный измеритель для измерения плотностей ПМТС для обнаружения изменений, тем самым повышая способность оптимизировать выход продукции из нефтяной скважины, принимать быстрые деловые решения, одновременно повышая безопасность.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0006] Последующее краткое изложение представляет упрощенное изложение для того, чтобы представить базовое понимание некоторых аспектов систем и/или способов, обсуждаемых в настоящем документе. Настоящее краткое изложение не является широким обзором систем и/или способов, обсуждаемых в настоящем документе. Оно не предназначено для идентификации ключевых/критических элементов или для ограничения объема таких систем и/или способов. Его единственной целью является презентация некоторых концепций в упрощенной форме в качестве вступления к более подробному описанию, которое представляется ниже.

[0007] Один аспект изобретения предлагает систему для определения плотностей и пропорций фаз в потоке многофазной текучей среды (ПМТС), который включает в себя нефтяную фазу, водную фазу и газовую фазу из скважины. Для целей практического применения следует понимать, что термин ПМТС может относится к потоку трехфазной текучей среды. Система содержит первый плотномер, который измеряет, в реальном времени, множество профилей первой плотности ПМТС в первом местоположении, где фазы ПМТС являются разделенными в течение по меньшей мере коротких интервалов времени. Система также содержит второй плотномер, который измеряет множество профилей второй плотности ПМТС во втором местоположении, где ПМТС является перемешанной смесью из по меньшей мере нефтяной фазы, водной фазы и газовой фазы. Система дополнительно содержит третий плотномер, который измеряет, в реальном времени, множество профилей третьей плотности ПМТС в третьем местоположении, где газовая фаза отделена от смешанной жидкой части ПМТС, которая содержит по меньшей мере водную фазу и нефтяную фазу. Система может также содержать один или более процессоров для выполнения одной или более программ для определения плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы, плотности газовой фазы и пропорций фаз, в том числе обводненности и объемной доли газа, на основе по меньшей мере множества профилей первой, второй и третьей плотности.

[0008] Другой аспект изобретения предлагает способ определения плотностей и пропорций фаз в ПМТС, который может содержать нефтяную фазу, водную фазу и газовую фазу из скважины. Способ включает измерение, в реальном времени, множества профилей первой плотности ПМТС, используя первый плотномер в первом местоположении, где фазы ПМТС являются разделенными по меньшей мере в течение коротких интервалов времени. Способ также включает измерение множества профилей второй плотности ПМТС, используя второй плотномер во втором местоположении, где ПМТС является перемешанной смесью по меньшей мере нефтяной фазы, водной фазы и газовой фазы. Способ далее включает измерение, в реальном времени, множества профилей третьей плотности ПМТС, используя третий плотномер в третьем местоположении. Третье местоположение - это место, где газовая фаза ПМТС отделена от смешанной жидкой части ПМТС, которая содержит по меньшей мере водную фазу и нефтяную фазу. Способ также включает анализ по меньшей мере множества профилей первой плотности, используя анализ переходных процессов, и определение плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы и плотности газовой фазы. Способ может дополнительно включать определение пропорций фаз, в том числе обводненности и объемной доли газа, на основе множества профилей первой, второй и третьей плотности.

[0009] Еще один аспект изобретения предлагает систему для определения выходных количеств для фаз в ПМТС, который содержит нефтяную фазу, водную фазу и газовую фазу из скважины. Система определяет выходные количества для фаз путем определения плотностей и пропорций фаз в ПМТС. Система содержит первый плотномер, который измеряет, в реальном времени, множество профилей первой плотности ПМТС в первом местоположении, где фазы ПМТС являются разделенными в течение по меньшей мере коротких интервалов времени. Система также содержит второй плотномер, который измеряет множество профилей второй плотности ПМТС во втором местоположении, где ПМТС является перемешанной смесью по меньшей мере нефтяной фазы, водной фазы и газовой фазы. Второе местоположение второго плотномера может находиться на выходе фазового смесителя-гомогенизатора, который гомогенизирует ПМТС в перемешанную смесь. Система далее содержит третий плотномер, который измеряет, в реальном времени, множество профилей третьей плотности ПМТС в третьем местоположении, где газовая фаза отделена от смешанной жидкой части ПМТС, которая содержит по меньшей мере водную фазу и нефтяную фазу. Система также содержит по меньшей мере один расходомер, который измеряет скорость движения перемешанной смеси. Система может также содержать один или более процессоров для выполнения одной или более программ для определения плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы, плотности газовой фазы и пропорций фаз на основе по меньшей мере множества профилей первой, второй и третьей плотности. Один или более процессоров для выполнения одной или более программ предназначены также для определения и выдачи пользователю одного или более из: выходное количество нефтяной фазы, выходное количество водной фазы и выходное количество газовой фазы, на основе по меньшей мере скорости движения перемешанной смеси, плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы, плотности газовой фазы и пропорций фаз.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[00010] Вышеизложенные и другие аспекты изобретения будут более понятными для специалистов в области техники, к которой имеет отношение изобретение, после прочтения последующего описания со ссылкой на сопроводительные чертежи, на которых:

[00011] Фиг. 1 представляет пример осуществления системы для определения плотностей и пропорций фаз в ПМТС, который содержит нефтяную фазу, водную фазу и газовую фазу из скважины.

[00012] Фиг. 2 представляет пример осуществления узла акустического волновода, установленного в примере выполнения оборудования.

[00013] Фиг. 3 представляет другой вид узла акустического волновода на фиг. 2.

[00014] Фиг. 4 представляет пример осуществления волноводного стержня, используемого в волноводных узлах на фиг. 2 и фиг. 3.

[00015] Фиг. 5 представляет пример осуществления системы для определения плотностей и пропорций фаз в ПМТС на фиг. 1, которая также определяет выходные количества для фаз в ПМТС.

[00016] Фиг. 6 представляет пример осуществления акустического расходомера для измерения скорости движения или расхода ПМТС.

[00017] Фиг. 7 представляет пример графика профилей первой плотности разделенного ПМТС, измеряемого первым плотномером на фиг. 1 и/или фиг. 5.

[00018] Фиг. 8 представляет пример осуществления способа определения плотностей и пропорций фаз в ПМТС, который содержит нефтяную фазу, водную фазу и газовую фазу из скважины.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[00019] Примеры осуществления изобретения, которые включают в себя один или более аспектов изобретения, описаны и проиллюстрированы на чертежах. Эти проиллюстрированные примеры не предназначены для того, чтобы быть ограничением изобретения. Например, один или более аспектов изобретения могут быть использованы в других вариантах осуществления и даже других типах устройств. Более того, определенная терминология используется в настоящем документе только для удобства и не берется в качестве ограничения для изобретения. Кроме того, на чертежах одинаковые номера позиций используются для обозначения одних и тех же элементов.

[00020] Пример осуществления системы 6 для определения плотностей и пропорций фаз в потоке многофазной текучей среды (ПМТС) показан на фиг. 1. ПМТС содержит нефтяную фазу, водную фазу и газовую фазу, которые поступают из скважины 10, которая может быть газовой скважиной, нефтяной скважиной или нефтегазовой скважиной. По меньшей мере три плотномера входят в состав системы 6. Плотномеры включают в себя первый плотномер 12, второй плотномер 14 и третий плотномер 16. Кроме того, в систему 6 входят один или более процессоров 17 для применения одной или более программ. Опционально, фазовый смеситель-гомогенизатор 18 может быть также включен в систему 6. Альтернативно система 6 может использоваться вместе с существующим смесителем-гомогенизатором 18, который является независимым от системы 6, или с другим устройством, которое создает равномерно перемешанную смесь ПМТС. В примере осуществления ПМТС протекает от первого плотномера 12 через фазовый смеситель-гомогенизатор 18 ко второму плотномеру 14 и далее к третьему плотномеру 16. Следует понимать, что в других вариантах осуществления порядок плотномеров может отличаться от изображенного на фиг. 1. ПМТС из нефтяной или газовой скважины может относиться к потоку трехфазной текучей среды из нефти, воды и газа.

[00021] Первый плотномер 12 расположен в первом местоположении, которое находится выше по потоку от фазового смесителя-гомогенизатора 18, где ПМТС разделяется в течение по меньшей мере коротких интервалов времени. ПМТС показан как протекающий из положения перед первым плотномером 12 в положение ниже по потоку от третьего плотномера 16. ПМТС является разделенным потоком, который может быть, например, газовой фазой, за которой следует водная фаза, за которой следует нефтяная фаза, за которой следует смесь водной и нефтяной фаз. Этот вид разделенного потока обычно называют снарядным потоком. Первый плотномер 12 измеряет в реальном времени разделенный поток и позволяет датчику фиксировать профили, которые соответствуют плотностям индивидуальных фаз, когда те проходят мимо датчика. Измерение в реальном времени позволяет использовать первый плотномер 12 для определения индивидуальных плотностей разных фаз ПМТС (т.е. газ, нефть и вода) в разделенном или снарядном режиме потока, поступающем из нефтяной или газовой скважины. Это достигается без выполнения дорогостоящей процедуры разделения разных фаз. Пример профилей плотности от первого плотномера 12 описан ниже в отношении фиг. 7.

[00022] Измерение в реальном времени представляет собой мгновенное измерение плотности для детектирования плотностей разных фаз в то время, когда они разделены. Измерение плотности в реальном времени также может быть использовано для обнаружения плотностей смесей различных фаз. Например, может быть обнаружена плотность смеси нефти и воды. Напротив, измерение не в реальном времени просто измеряет профили средней плотности на протяжении более продолжительных интервалов времени и не может быть использовано для обнаружения различных фаз и/или смесей различных фаз в разделенном ПМТС.

[00023] Второй плотномер 14 расположен во втором местоположении, где ПМТС является перемешанной смесью по меньшей мере нефтяной фазы, водной фазы и газовой фазы. В примере осуществления вторым местоположением является выход смесителя-гомогенизатора 18. Фазовый смеситель-гомогенизатор 18 смешивает/гомогенизирует множество фаз разделенного ПМТС в единую гомогенизированную перемешанную смесь, которая больше не разделена. Фазовый смеситель-гомогенизатор 18, как правило, также используется для выравнивания скоростей движения множества (например, трех) фаз. Однако фазовый смеситель-гомогенизатор 18 имеет дополнительное преимущество, которое состоит в создании перемешанной смеси для измерения плотности. Посредством измерения плотности перемешанной смеси можно определить среднюю плотность ПМТС. Второй плотномер 14 может быть датчиком реального времени, подобно первому плотномеру 12, или опционально это может быть более инерционный датчик средней плотности, который не отвечает быстро на изменения и не способен измерять отдельные фазы разделенного потока, поступающего из нефтяной скважины. Измерение плотности в реальном времени используется для определения плотностей индивидуальных газовой фазы, водной фазы и нефтяной фазы, когда эти фазы разделены. Напротив, второй плотномер 14 используется для определения средней плотности ПМТС, когда поток является перемешанным и не требует плотномера реального времени.

[00024] Третий плотномер 16 находится в третьем местоположении ниже по потоку от фазового смесителя-гомогенизатора 18. Это третье местоположение ниже по потоку находится там, где происходит смешивание между по меньшей мере водной фазой и нефтяной фазой, что известно как смешанная жидкая часть. Однако это местоположение ниже по потоку находится там же, где газовая фаза отделяется от смешанной жидкой части после процесса перемешивания. Это позволяет проводить измерение плотности смешанной жидкой части без газовой фазы. На практике такое третье местоположение находится на небольшом расстоянии ниже по потоку от фазового смесителя-гомогенизатора 18, так как газовая фаза отделяется от перемешанной смеси прежде, чем водная и нефтяная фазы отделятся друг от друга. Расстояние ниже по потоку от фазового смесителя-гомогенизатора 18 может составлять одну или две окружности выходного канала или отверстия фазового смесителя-гомогенизатора 18.

[00025] Система 6 может также иметь один или более процессоров 17 для выполнения одной или более программ для определения плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы, плотности газовой фазы и пропорций фаз, в том числе обводненности и объемной доли газа, на основе по меньшей мере множества профилей первой, второй и третьей плотности.

[00026] Например, зная плотность смеси нефтяной и газовой фаз и индивидуальные плотности нефти и воды, один или более процессоров 17 могут определить содержание воды в нефти, что известно как обводненность. Зная среднюю плотность трех фаз (от второго плотномера 14), когда три фазы перемешаны, зная плотность газовой фазы (от первого плотномера 12) и зная плотность смешанных нефтяной и газовой фаз, один или более процессоров 17 могут затем определить объемную долю газа, которая является долей газа в ПМТС. Как только становятся известными объемная доля газа и обводненность, пропорции трех фаз относительно друг друга могут быть рассчитаны с помощью одного или более процессоров 17. Опционально, эти пропорции могут быть объединены с измерением опционального расходомера, который измеряет выход фазового смесителя-гомогенизатора 18 для определения выходных количеств для фаз.

[00027] Один или более процессоров 17 функционально соединены (не показано) с первым плотномером 12, вторым плотномером 14 и третьим плотномером 16 для получения информации от датчиков в отношении измеряемых плотностей. Один или более процессоров 17 также используются для анализа информации о профилях плотности от каждого датчика, выполняют анализ переходных процессов по информации о профилях плотности и определяют плотности индивидуальных фаз, плотности жидкой части (например, воды и нефти) и среднюю плотность.

[00028] Следует понимать, что система 6, изображенная на фиг. 1, может содержать или может не содержать фазовый смеситель-гомогенизатор 18. В то время как система 6 использует измерения от перемешанной смеси для вычисления результатов определения, которые часто ассоциируются с выходом фазового смесителя или фазового гомогенизатора, имеется также возможность, что перемешанная смесь может поступать от другого источника. Кроме того, система 6 на фиг. 1 не предназначена для ограничения изобретения только той системой, которая содержит или не содержит фазовый смеситель-гомогенизатор 18.

[00029] Далее следует пример ПМТС, протекающего через систему 6, для определения плотностей и пропорций фаз в ПМТС. Разделенный ПМТС (например, снарядный поток) течет через первый плотномер 12, который измеряет профили первой плотности, используемые для определения профилей плотности газа, нефти и воды. ПМТС затем течет через фазовый смеситель-гомогенизатор 18, который создает перемешанную смесь из разделенного ПМТС, на второй плотномер 14, который измеряет среднюю плотность ПМТС путем измерения перемешанной смеси. ПМТС затем течет через третий плотномер 16, который детектирует поток, по мере того как газовая фаза отделяется от жидкой части фаз (нефть и вода), для измерения плотности жидкой части.

[00030] Обратимся к фиг. 2, где показан пример осуществления узла 30 акустического волновода в примере оборудования. Узел 30 акустического волновода является вариантом осуществления первого плотномера 12, второго плотномера 14 и/или третьего плотномера 16, и показан прикрепленным к трубопроводу или трубе в примере оборудования. По меньшей мере один узел 30 акустического волновода используется в плотномере. Однако следует понимать, что плотномеры, показанные на фиг. 1, не ограничены одним датчиком. Узел 30 акустического волновода содержит волноводный стержень 32, имеющий проксимальный конец 34 и дистальный конец 36. В примере оборудования по меньшей мере часть волноводного стержня 32 погружена в местоположении 37 в протекающий ПМТС 38. Узел 30 акустического волновода также содержит волноводный датчик 40, соединенный с дистальным концом 36 волноводного стержня 32 для измерения множества времен прохождения акустических сигналов, отраженных от конца волноводного стержня 32. Волноводный датчик 40 может опционально испускать акустический сигнал, который отражается. Акустический сигнал отражается от проксимального конца 34, в то время как другая часть акустического сигнала отражается от другой части волноводного стержня 32. Сравнивая времена прохождения различных отраженных частей акустического сигнала, может быть измерен профиль плотности текучей среды, проходящей мимо волноводного стержня 32. Альтернативно, для получения профиля плотности может быть выполнено сравнение по различным акустическим сигналам. Этот профиль плотности может быть использован одним или более процессорами 17 для вычисления плотности текучей среды, которая протекала и была измерен волноводным стержнем 32.

[00031] Следует понимать, что один или более процессоров 17 могут представлять собой разные процессоры в разных местоположениях. Например, каждый плотномер может иметь свой собственный процессор, который является одним из одного или более процессоров 17.

[00032] Узел 30 акустического волновода на фиг. 2 показан установленным в примере оборудования на трубопроводе 42, который проводит ПМТС 38. Трубопровод 42 обычно содержит ПМТС 38 под высоким давлением. Как правило, нефтяные и газовые скважины, в которых используется система 6, обычно поддерживаются под высоким давлением, чтобы побудить природные ресурсы, находящиеся под землей, подняться на поверхность. Система 6 может опционально использоваться в трубопроводе, который держится под высоким давлением. Трубопровод 42 представляет собой трубу или другой контейнер, используемый для переноса и/или содержания ПМТС. Соединительная муфта 43 высокого давления соединяет трубопровод 42 с волноводным стержнем 32 и образует уплотнение между внутренней частью волноводного стержня 32, которая расположена внутри трубопровода 42, и внешней частью волноводного стержня 32, которая расположена снаружи трубопровода. Волноводный датчик 40 прикреплен к волноводному стержню 32 и, как правило, размещается снаружи оборудования высокого давления трубопровода 42. Оборудование трубопровода 42 может опционально содержать фланец 44.

[00033] Обратимся к фиг. 3, где показан другой профиль или вид узла 30 акустического волновода, показанного на фиг. 2. Узел 30 акустического волновода на фиг. 3 представляет вид, который повернут на девяносто градусов относительно угла, показанного на фиг. 2.

[00034] Обратимся к фиг. 4, где показан пример осуществления волноводного стержня 50. Волноводный стержень 50 на фиг. 4 является другим примером волноводного стержня 32, который показан на фиг. 2 и фиг. 3, с добавлением акустических сигналов, чтобы показать, как акустические сигналы измеряются по отношению к волноводному стержню 50. Как и прежде, акустические сигналы волноводного стержня 50 используются для определения профилей плотности и плотностей фаз ПМТС, по мере того, как поток минует волноводный стержень 50, который погружен в ПМТС 38, как изображено на фиг. 2. Волноводный стержень 50 имеет первое поперечное сечение 51 на дистальном конце и второе поперечное сечение 52 на проксимальном конце. Часть волноводного стержня 50 погружена в протекающий ПМТС. А именно, второе поперечное сечение 52 погружено в ПМТС, в то время как первое поперечное сечение 51 не погружено в ПМТС. Первое поперечное сечение 51 может быть частично погружено в ПМТС. Волноводный датчик 53 испускает акустический сигнал 54, который распространяется вдоль первого поперечного сечения 51.

[00035] Первая часть акустического сигнала 55 отражается от конца первого поперечного сечения 51, чтобы вернуться к волноводному датчику 53. Время между испусканием акустического сигнала 54 и возвратом первой части акустического сигнала 55 к волноводному датчику 53 измеряется датчиком и известно как первое время прохождения. Вторая часть акустического сигнала 56 отражается от конца второго поперечного сечения 52 и возвращается к волноводному датчику 53. Время между испусканием акустического сигнала 54 и возвратом второй части акустического сигнала 56 известно как второе время прохождения. Следует понимать, что первая часть акустического сигнала 55 и вторая часть акустического сигнала 56 могут быть частями одного и того же сигнала (например, акустического сигнала 54), который испускается из волноводного датчика 53, или могут быть частями разных акустических сигналов, испускаемых из волноводного датчика 53. В одном примере акустический сигнал 54 является акустической волной скручивания, которая проходит по внешней стороне первого поперечного сечения 51 и второго поперечного сечения 52. Патент США №6912918, General Electric Company, который включается в настоящий документ путем ссылки, раскрывает детали волноводного датчика акустического волны скручивания.

[00036] Сравнивая времена прохождения первой части акустического сигнала 55 и второй части акустического сигнала 56, можно определить профиль плотности текучей среды или смести текучих сред, которые окружают волноводный стержень 50 в течение времен прохождения. Например, волноводный датчик 53 измеряет первое время прохождения первой части акустического сигнала 55, который обычно используется в качестве опорного сигнала для определения скорости звука в датчике в условиях окружающей среды (например, температуры и давления). Этот опорный сигнал используется для учета отклонений в плотностях фаз из-за температуры, которая оказывает влияние на время прохождения. Затем разностное время 57 прохождения определяется путем вычисления разницы между первым временем прохождения и вторым временем прохождения. Разностное время 57 прохождения - это время прохождения акустической волны в ПМТС. Разностное время 57 прохождения соответствует плотности текучей среды, окружающей волноводный стержень 50. Опорный сигнал может быть использован для регулировки разностного времени 57 прохождения для определения плотности текучей среды поблизости от волноводного стержня 50.

[00037] Кроме того, можно итеративно повторить передачу акустического сигнала 54, измерения первого времени прохождения и измерения второго времени прохождения для получения множества времен прохождения, которые используются для определения множества профилей плотности. Множество профилей плотности обсуждаются далее ниже при описании фиг. 7. Один или более процессоров 17 на фиг. 1 и фиг. 5 могут быть использованы для сравнения первых времен прохождения и вторых времен прохождения для определения разностного времени 57 прохождения. Альтернативно, времена прохождения могут сравниваться в процессоре, который включается в состав оборудования вместе с волноводным стержнем 53 и затем совместно используется с одним или более процессорами 17. Разностное время 57 прохождения (например, время прохождения в ПМТС) и первое время прохождения (например, опорного сигнала) затем используются для определения профиля плотности.

[00038] В другом примере осуществления система 8 для определения плотностей и пропорций фаз в ПМТС также определяет выходные количества фаз в ПМТС, как показано на фиг. 5. Система 8 на фиг. 5 определяет выходные количества нефтяной фазы, водной фазы и газовой фазы, поступающих из скважины 10, путем определения плотностей и пропорций фаз в ПМТС, подобно системе 6 на фиг. 1, однако система 8 также измеряет скорость или расход фаз и вычисляет выходные количества по объему или массе.

[00039] Система 8 на фиг. 5 подобна системе 6 на фиг. 1. Обе системы содержат первый плотномер 12, второй плотномер 14 и третий плотномер 16. Опционально фазовый смеситель-гомогенизатор 18 может также быть включен в систему 8 на фиг. 5. Система 8 также содержит один или более процессоров 17, которые определяют фазовые плотности и фазовые пропорции на основе разных плотностей фаз. Однако система 8 на фиг. 5 также имеет дополнительный элемент в виде по меньшей мере одного датчика 20 расхода для измерения скорости движения перемешанной смеси, которая поступает из фазового смесителя-гомогенизатора 18. В этом варианте осуществления по меньшей мере один датчик 20 расхода размещается на выходе фазового смесителя-гомогенизатора 18, где разные фазы ПМТС имеют одинаковые скорости. Упомянутый один датчик 20 расхода функционально соединен с одним или более процессорами 17 (не показано), во многом подобно плотномерам.

[00040] Система 8 на фиг. 5 также содержит один или более процессоров 17 для определения выходного количества нефтяной фазы, выходного количества водной фазы и выходного количества газовой фазы на основе по меньшей мере плотностей фаз, пропорций фаз и скорости движения перемешанной смеси. Выходными количествами могут быть, например, объемные количества и/или массовые количества за заданный период времени для различных фаз. Выходные количества для фаз опционально могут быть определены на основе одного или более из: температура ПМТС, давление ПМТС, площадь поверхности и/или поперечное сечение трубопровода, проводящего ПМТС, площадь поверхности или поперечное сечение по меньшей мере одного датчика 20 расхода и другие параметры окружающей среды, измеренные в ПМТС или датчиках или вокруг них. Упомянутый по меньшей один датчик 20 расхода может быть парой акустических датчиков 22 расхода, которые ассоциируются с фиг. 6, описанной ниже.

[00041] Один или более процессоров 17 для выполнения одной или более программ также определяют выходное количество нефтяной фазы, выходное количество водной фазы и выходное количество газовой фазы. Эти выходные количества базируются, по меньшей мере частично, на одном или более из: плотность нефтяной фазы, плотность водной фазы, плотность газовой фазы; пропорции фаз; скорость и/или расход перемешанной смеси; давление ПМТС внутри трубопровода, нефтяной скважины, газовой скважины или фазового смесителя-гомогенизатора 18; и температура ПМТС. Система 8 может опционально содержать интерфейс для выдачи пользователю по меньшей мере одного из: выходное количество нефтяной фазы, выходное количество водной фазы и выходное количество газовой фазы.

[00042] Следует понимать, что ПМТС часто являются очень сложными, с разными фазами в потоке, движущимися с различными скоростями. В настоящий документ включается краткое описание ПМТС, так как они имеют отношение к датчику 20 расхода на фиг. 5, для оказания помощи читателю в дальнейшем в понимании вычислений, выполняемых одним или более процессорами 17 для определения выходных количеств фаз. Как правило, в трубопроводных применениях и/или применениях, связанных с нефтяными и газовыми скважинами, стратифицированный поток или снарядный поток будут иметь газы с высокой скоростью движения и жидкости с низкой скоростью движения. Измерение выходных количеств в такой ситуации потребовало бы, чтобы скорость движения каждой индивидуальной фазы (например, нефти, воды и газа) измерялась путем разделения фаз. Это трудно и дорого. Однако если снарядный поток гомогенизирован или перемешан с помощью смесителя-гомогенизатора 18, все скорости движения разных фаз (включая газовую фазу, нефтяную фазу и водную фазу) являются одинаковыми, и, следовательно, необходимо выполнить только одно измерение скорости ПМТС. В такой среде скорость движения перемешанных фаз и измерение средней плотности, выполненное в точке, где ПМТС смешивается, используются для вычисления общего выходного количества ПМТС, включая все разные фазы. Далее, пропорции или фазовые пропорции, которые могут включать в себя обводненность и объемную долю газа, используются для определения выходных количеств индивидуальных фаз из общего выходного количества ПМТС. Напротив, измерение расхода или скорости ПМТС с помощью по меньшей мере одного датчика 20 расхода в точке, где ПМТС смешивается, уменьшает сложность уравнений, используемых для вычисления выходных количеств для фаз, за счет устранения необходимости в измерении скоростей каждой фазы отдельно. Фазовый смеситель-гомогенизатор 18 также создает перемешанную смесь, которая может быть измерена для определения средней плотности ПМТС со всеми тремя фазами.

[00043] Обратимся к фиг. 6, где показан пример осуществления первого акустического датчика 60 расхода и второго акустического датчика 62 расхода для измерения скорости потока текучей среды. Первый акустический датчик 60 расхода и второй акустический датчик 62 расхода являются примерами осуществления пары акустических датчиков 22 расхода на фиг. 5, которые соответствуют одному из датчиков 20 расхода на фиг. 5. Первый акустический датчик 60 расхода измеряет по меньшей мере время 64 прохождения акустических волн, распространяющихся против направления потока ПМТС 68. Второй датчик 62 расхода измеряет время 66 прохождения акустических волн, распространяющихся по направлению потока ПМТС 68. Следует понимать, что первый акустический датчик 60 расхода и второй акустический датчик 62 расхода могут быть выполнены в виде одного устройства, которое измеряет время прохождения 64 и время прохождения 66 акустических волн, распространяющихся на всем протяжении направления потока ПМТС 68, за счет наличия акустических излучателей и детекторов на обоих концах устройства.

[00044] Первый акустический датчик 60 расхода и второй акустический датчик 62 расхода расположены напротив друг друга в разнесенном положении. Такая конфигурация датчиков расхода также показана на фиг. 5. Эта разнесенная конфигурация позволяет измерять акустические сигналы, которые распространяются как против потока, так и по потоку, когда излучатели и датчики расположены на обоих концах. Сравнение акустических сигналов, которые распространяются против потока и по потоку используется для определения скорости ПМТС, протекающего через датчики. Времена прохождения акустических сигналов могут сравниваться одним или более процессорами 17 для определения скорости потока или расхода потока для ПМТС.

[00045] Обратимся к фиг. 7, где показаны профили 70 плотности разделенного ПМТС. График профилей 70 плотности ассоциируется с профилями плотности, измеренными в реальном времени первым плотномером 12 разделенного ПМТС, который также называют снарядным потоком или стратифицированным потоком. Профиль 72 плотности воды показан как самый тяжелый из профилей плотности, за которым следует профиль 74 плотности нефти, которая в большинстве условий является более легкой, чем вода. Понятно, что при определенной температуре и давлении, нефть может быть более тяжелой, чем вода. Профиль 76 плотности газа также показан как являющийся более легким, чем профиль 72 плотности воды и профиль 74 плотности нефти. График профилей 70 плотности изображает разделенный поток ПМТС, который колеблется между водной фазой и нефтяной фазой в течение первой половины интервала времени и сдвигается в основном к газовой фазе в течение второй половины интервала времени. Это является типичным для разделенного потока или снарядного потока, поступающего из скважины 10, в положении первого плотномера 12.

[00046] Анализ переходных процессов выполняется по профилям 70 плотности одним или более процессорами 17 на фиг. 1 и фиг. 5 для определения профиля 72 плотности воды, профиля 74 плотности нефти и профиля 76 плотности газа, как показано на фиг. 7. Эти определения затем используются для установления плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы и плотности газовой фазы. Эти профили плотности затем используются для определения плотности газа, воды и нефти одним или более процессорами 17.

[00047] Профиль третьей плотности третьего плотномера 16 измеряет профиль плотности смешанной жидкой части смеси воды и нефти, которая не содержит газа. Этот профиль плотности будет расположен между профилем 72 плотности воды и профилем 74 плотности нефти на фиг. 7. Анализ переходных процессов выполняется на профиле третьей плотности для определения плотности смешанной жидкой части смеси воды и нефти, где газовая фаза отделена от смешанной жидкой части. Плотность смеси воды и нефти используется, наряду с плотностью нефти и плотностью воды, для определения обводненности. Обводненность представляет собой отношение воды к нефти в ПМТС. Один или более процессоров 17 могут использоваться для определения плотностей разных фаз и смесей фаз для определения пропорций фаз (например, обводненности и объемную долю газа).

[00048] В другом пример осуществления системы 6 и 8, показанные на фиг. 1 и фиг. 5, содержат второй плотномер 14, который измеряет в реальном времени. Плотномер реального времени измеряет множество профилей второй плотности. Второй плотномер 14 может также содержать узел 30 акустического волновода, показанный на фиг. 2. Один или более процессоров могут выполнять анализ переходных процессов по профилям второй плотности для определения средней плотности ПМТС. Средняя плотность может быть получена за счет размещения второго плотномера 14 на выходе фазового смесителя-гомогенизатора 18 на фиг. 1.

[00049] Обратимся к фиг. 8, где показан пример осуществления способа определения плотностей и пропорций фаз в потоке многофазной текучей среды (ПМТС), который содержит нефтяную фазу, водную фазу и газовую фазу из скважины. Способ включает измерение, в реальном времени, множества профилей первой плотности 82 ПМТС, используя первый плотномер в первом местоположении, где фазы ПМТС являются, по меньшей мере в течение коротких интервалов времени, разделенными. Способ также включает измерение множества профилей второй плотности 84 ПМТС, используя второй плотномер во втором местоположении, где ПМТС является перемешанной смесью по меньшей мере нефтяной фазы, водной фазы и газовой фазы. Способ также включает измерение, в реальном времени, множества профилей третьей плотности 86 ПМТС, используя третий датчик в третьем местоположении. Третье местоположение - это место, где газовая фаза ПМТС отделена от смешанной жидкой части ПМТС, которая содержит по меньшей мере водную фазу и нефтяную фазу. Способ также включает анализ по меньшей мере множества профилей первой плотности, используя анализ переходных процессов 88, и определение плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы и плотности газовой фазы. Способ также включает определение пропорций фаз 90, в том числе обводненности и объемной доли газа, на основе множества профилей первой, второй и третьей плотности.

[00050] В другом примере осуществления способ определения пропорций фаз, показанный на фиг. 8, включает определение пропорции нефтяной фаз, пропорции водной фазы и пропорции газовой фазы на основе обводненности и объемной доли газа. Кроме того, способ определения пропорций фаз включает определение обводненности и объемной доли газа.

[00051] В еще одном примере осуществления способ определения пропорций фаз, показанный на фиг. 8, дополнительно включает определение средней плотности ПМТС на основе по меньшей мере одного из множества профилей второй плотности. Способ определения пропорций фаз также включает определение плотности смешанной жидкой части ПМТС на основе анализа переходных процессов множества профилей третьей плотности. Способ определения пропорций фаз дополнительно включает определение обводненности смешанной жидкой части ПМТС на основе плотности смешанной жидкой части, плотности водной фазы ПМТС и плотности нефтяной фазы. Способ определения пропорций фаз также включает определение объемной доли газа на основе по меньшей мере средней плотности и плотности газовой фазы.

[00052] В еще одном примере осуществления способ определения плотностей и пропорций фаз в потоке многофазной текучей среды, показанный на фиг. 8, используют с дополнительными шагами и/или последовательностями алгоритма и сбора данных для определения общего выходного количества индивидуальных фаз. Дополнительные шаги представляют собой измерение скорости или расхода перемешанной смеси с помощью по меньшей мере первого датчика расхода. Первый датчик расхода расположен на выходе фазового смесителя-гомогенизатора. Вычисляют выходные количества индивидуальных фаз. Выходные количества индивидуальных фаз представляют собой одно или более из: выходное количество нефтяной фазы, выходное количество водной фазы и выходное количество газовой фазы. Выходные количества базируются, по меньшей мере частично, на одном или более из: пропорции фаз (например, обводненность и объемная доля газа), средняя плотность ПМТС, плотность нефтяной фазы, плотность водной фазы, плотность газовой фазы и измеренная скорость или расход перемешанного ПМТС. Плотность нефтяной фазы, плотность водной фазы и плотность газовой фазы основываются на анализе переходных процессов множества профилей первой плотности.

[00053] Изобретение описано выше в отношении одного или более процессоров, которые используются для вычисления и определения плотностей, пропорций и выходных количеств разных фаз. Один или более процессоров представляют собой один или более процессоров 17, показанных на фиг. 1 и фиг. 5. Один или более процессоров могут включать в себя одну или более программ, которые содержат множество программ, подпрограмм или разделов программ, описываемых в настоящем документе как программы. Программы выполняются на одном или более процессорах.

[00054] В одном примере осуществления одна или более программы включают в себя первую программу для анализа множества профилей первой плотности, используя анализ переходных процессов, для определения плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы и плотности газовой фазы. Множество профилей первой плотности представляют собой профили разделенного ПМТС. Одна или более программы также включают в себя вторую программу для определения средней плотности ПМТС на основе по меньшей мере одного из множества профилей второй плотности. Вторая программа анализирует множество сигналов второй плотности, используя анализ переходных процессов, для определения средней плотности. Одна или более программ включают в себя третью программу для анализа множества профилей третьей плотности, используя анализ переходных процессов, для определения плотности смешанной жидкой части, которая содержит водную фазу и нефтяную фазу в виде смешанной жидкости без газовой фазы. Одна или более программы далее включают в себя четвертую программу для определения обводненности на основе плотности смешанной жидкой части, плотности нефтяной фазы и плотности водной фазы. Одна или более программ также включают в себя пятую программу для определения объемной доли газа на основе плотности газовой фазы и средней плотности. Следует понимать, что четвертая и пятая программы опционально могут быть использованы для определения пропорции газовой фазы, пропорции водной фазы и пропорции нефтяной фазы в добавление к обводненности и объемной доле газа или вместо них.

[00055] Следует понимать, что одна или более программ, выполняемых на одном или более процессорах, не ограничены одним процессором, выполняющим единственную программу. Например, первая программа, вторая программа и третья программа могут каждая быть индивидуальными программами или могут вместе быть частями одной программы с тремя отдельными подпрограммами. Все программы могут выполняться на единственном процессоре или множестве процессоров из одного или более процессоров. Например, первая программа, вторая программа и третья программа могут выполняться на единственном процессоре и/или выполняться на множестве процессоров. Кроме того, различные программы могут выполняться в единственном процессоре в течение первого периода времени и могут выполняться в множестве процессоров в течение другого периода времени. Например, один или более процессоров 17 на фиг. 1 и фиг. 5 могут быть связаны с первым плотномером 12, вторым плотномером 14 и третьим плотномером 16 либо прямо, либо посредством других устройств для получения профилей первой, второй и третьей плотности. Профили плотности затем предоставляются для одной или более программ, которые производят анализ переходных процессов на профилях плотности для определения разных плотностей и пропорций разных фаз в ПМТС.

[00056] Изобретение было описано со ссылкой на примеры осуществления, описанные выше. Модификации и изменения могут быть предложены специалистами на основе настоящего описания. Примеры осуществления изобретения, включающие один или более аспектов изобретения, предназначены для включения всех таких модификаций и изменений в той мере, в какой они находятся в пределах объема приложенной формулы изобретения.

Claims (83)

1. Система для определения плотностей и пропорций фаз в потоке многофазной текучей среды (ПМТС), который может содержать нефтяную фазу, водную фазу и газовую фазу из скважины, при этом система содержит:

первый плотномер, который измеряет, в реальном времени, множество профилей первой плотности ПМТС в первом местоположении, где фазы ПМТС являются разделенными в течение по меньшей мере коротких интервалов времени;

второй плотномер, который измеряет множество профилей второй плотности ПМТС во втором местоположении, где ПМТС является перемешанной смесью по меньшей мере нефтяной фазы, водной фазы и газовой фазы;

третий плотномер, который измеряет, в реальном времени, множество профилей третьей плотности ПМТС в третьем местоположении, где газовая фаза отделена от смешанной жидкой части ПМТС, которая содержит по меньшей мере водную фазу и нефтяную фазу; и

один или более процессоров для выполнения одной или более программ для определения плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы, плотности газовой фазы и пропорций фаз, в том числе обводненности и объемной доли газа, на основе по меньшей мере множества профилей первой, второй и третьей плотности.

2. Система по п. 1, в которой ПМТС поступает из скважины высокого давления, которая представляет собой одно или более из газовой скважины, нефтяной скважины и нефтегазовой скважины.

3. Система по п. 1, в которой

первое местоположение первого плотномера находится выше по потоку от фазового смесителя-гомогенизатора,

второе местоположение второго плотномера находится на выходе фазового смесителя-гомогенизатора, который гомогенизирует ПМТС в перемешанную смесь, и

третье местоположение третьего плотномера находится ниже по потоку от фазового смесителя-гомогенизатора, где сохраняется смешивание между по меньшей мере водной фазой и нефтяной фазой смешанной жидкой части.

4. Система по п. 1,

в которой по меньшей мере первый и третий плотномеры, которые измеряют плотность в реальном времени, включают в себя, каждый, по меньшей мере один узел акустического волновода,

при этом узел акустического волновода содержит:

волноводный стержень, имеющий проксимальный конец и дистальный конец, при этом по меньшей мере часть волноводного стержня предназначена для погружения в ПМТС; и

волноводный датчик, соединенный с дистальным концом волноводного стержня, для измерения множества времен прохождения акустических сигналов, отраженных от по меньшей мере проксимального конца волноводного стержня,

при этом одно из множества времен прохождения акустических сигналов используют для определения профиля плотности первой жидкой части ПМТС, и

волноводный стержень погружен в первую жидкую часть, когда волноводный датчик измеряет одно из множества времен прохождения акустических сигналов.

5. Система по п. 4,

в которой волноводный стержень имеет первое поперечное сечение на дистальном конце и второе поперечное сечение на проксимальном конце,

при этом часть волноводного стержня погружают в ПМТС,

волноводный датчик измеряет первое время прохождения первой части акустического сигнала, которая достигает конца волноводного стержня с первым поперечным сечением и отражается назад к волноводному датчику, и измеряет второе время прохождения второй части акустического сигнала, которая достигает конца волноводного стержня со вторым поперечным сечением и отражается назад к волноводному датчику, и

один или более процессоров также предназначены для сравнения первого времени прохождения и второго времени прохождения для определения профиля плотности.

6. Система по п. 5, в которой узел акустического волновода выполнен с возможностью монтажа на трубопроводе, который переносит ПМТС высокого давления.

7. Система по п. 5,

в которой второй плотномер измеряет, в реальном времени, множество профилей второй плотности,

второй плотномер содержит по меньшей мере один узел акустического волновода, и

еще одна программа, выполняемая на одном или более процессорах, предназначена для анализа множества профилей второй плотности с использованием анализа переходных процессов для определения средней плотности ПМТС.

8. Система по п. 1, дополнительно содержащая:

по меньшей мере один датчик расхода, который измеряет скорость перемешанной смеси,

при этом один или более процессоров для выполнения одной или более программ также предназначены для определения выходного количества нефтяной фазы, выходного количества водной фазы и выходного количества газовой фазы на основе по меньшей мере плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы, плотности газовой фазы, пропорций фаз и скорости перемешанной смеси; и

интерфейс для вывода пользователю по меньшей мере одного из выходного количества нефтяной фазы, выходного количества водной фазы и выходного количества газовой фазы.

9. Система по п. 8, в которой по меньшей мере один датчик расхода содержит:

акустический датчик расхода, который измеряет по меньшей мере время прохождения акустических волн, распространяющихся против направления потока ПМТС, и время прохождения акустических волн, распространяющихся по направлению потока ПМТС.

10. Система по п. 1, в которой одна или более программ, выполняемых на одном или более процессорах, включает в себя:

первую программу для анализа множества профилей первой плотности, с использованием анализа переходных процессов, для определения плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы и плотности газовой фазы,

вторую программу для определения средней плотности ПМТС на основе по меньшей мере одного из множества профилей второй плотности,

третью программу для анализа множества профилей третьей плотности, с использованием анализа переходных процессов, для определения плотности смешанной жидкой части,

четвертую программу для определения обводненности на основе плотности смешанной жидкой части, плотности нефтяной фазы и плотности водной фазы, и

пятую программу для определения объемной доли газа на основе плотности газовой фазы и средней плотности.

11. Способ определения плотностей и пропорций фаз в потоке многофазной текучей среды (ПМТС), которая может включать в себя нефтяную фазу, водную фазу и газовую фазу из скважины, при этом способ включает:

измерение, в реальном времени, множества профилей первой плотности ПМТС с использованием первого плотномера в первом местоположении, где фазы ПМТС являются разделенными по меньшей мере в течение коротких интервалов времени;

измерение множества профилей второй плотности ПМТС с использованием второго плотномера во втором местоположении, где ПМТС является перемешанной смесью по меньшей мере нефтяной фазы, водной фазы и газовой фазы;

измерение, в реальном времени, множества профилей третьей плотности ПМТС с использованием третьего плотномера в третьем местоположении, причем третье местоположение находится там, где газовая фаза ПМТС отделена от смешанной жидкой части ПМТС, которая включает в себя по меньшей мере водную фазу и нефтяную фазу;

анализ по меньшей мере множества профилей первой плотности, с использованием анализа переходных процессов, и определение плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы и плотности газовой фазы; и

определение пропорций фаз, в том числе обводненности и объемной доли газа, на основе множества профилей первой, второй и третьей плотности.

12. Способ по п. 11, в котором упомянутое определение пропорций фаз, в том числе обводненности и объемной доли газа, дополнительно включает:

определение средней плотности ПМТС на основе по меньшей мере одного из множества профилей второй плотности,

определение плотности смешанной жидкой части ПМТС на основе анализа переходных процессов множества профилей третьей плотности,

определение обводненности смешанной жидкой части ПМТС на основе плотности смешанной жидкой части, плотности водной фазы ПМТС и плотности нефтяной фазы,

определение объемной доли газа на основе по меньшей мере средней плотности и плотности газовой фазы.

13. Способ по п. 11, дополнительно включающий:

размещение первого плотномера в первом местоположении, которое находится выше по потоку от фазового смесителя-гомогенизатора, где фазы являются разделенными;

размещение второго плотномера во втором местоположении, которое находится на выходе фазового смесителя-гомогенизатора, который гомогенизирует ПМТС в перемешанную смесь; и

размещение третьего плотномера в третьем местоположении, которое находится ниже по потоку от фазового смесителя-гомогенизатора, причем третье местоположение находится там, где сохраняется смешивание между по меньшей мере водной фазой и нефтяной фазой смешанной жидкой части.

14. Способ по п. 13, в котором упомянутое измерение множества профилей первой и второй плотности в реальном времени дополнительно включает:

подачу акустического сигнала вдоль по волноводному стержню с первым поперечным сечением на дистальном конце и вторым поперечным сечением на проксимальном конце;

измерение первого времени прохождения первой части акустического сигнала, которая достигает конца первого поперечного сечения и отражается обратно к волноводному датчику;

измерение второго времени прохождения второй части акустического сигнала, которая достигает конца второго поперечного сечения и отражается обратно к волноводному датчику;

сравнение первого времени прохождения и второго времени прохождения для определения одного или более из множества профилей первой плотности и множества профилей третьей плотности; и

итеративное повторение упомянутой подачи акустического сигнала и упомянутого измерения первого и второго времен прохождения для получения одного или более из множества профилей первой плотности и множества профилей второй плотности,

при этом часть волноводного стержня погружена в ПМТС.

15. Способ по п. 14, дополнительно включающий:

подачу акустического сигнала вдоль по волноводному стержню с помощью преобразователя,

при этом внутренняя часть волноводного стержня выполнена с возможностью выдерживать воздействие среды с высоким давлением внутри трубопровода, который содержит ПМТС, и

соединитель высокого давления соединяет трубопровод и волноводный стержень и образует уплотнение высокого давления между внутренней частью волноводного стержня, которая расположена внутри трубопровода, и внешней частью волноводного стержня, которая расположена снаружи трубопровода, при этом датчик прикреплен к волноводному стержню.

16. Способ по п. 13, дополнительно включающий:

измерение скорости перемешанной смеси с помощью по меньшей мере первого датчика расхода, где первый датчик расхода расположен на выходе фазового смесителя-гомогенизатора.

17. Способ по п. 16, в котором фазовый смеситель-гомогенизатор смешивает фазы ПМТС так, чтобы скорости потока нефтяной фазы, водной фазы и газовой фазы имели одинаковые значения.

18. Способ по п. 16, в котором упомянутое измерение скорости дополнительно включает:

измерение времени прохождения акустических волн, распространяющихся против направления потока ПМТС,

измерение времени прохождения акустических волн, распространяющихся по направлению потока ПМТС, и

вычисление скорости ПМТС на основе, по меньшей мере частично, времени прохождения акустических волн против направления потока и времени прохождения акустических волн по направлению потока ПМТС,

при этом первый датчик расхода является акустическими датчиком расхода.

19. Способ по п. 16, дополнительно включающий:

вычисление выходных количеств индивидуальных фаз, в том числе выходного количества нефтяной фазы, выходного количества водной фазы и выходного количества газовой фазы, на основе, по меньшей мере частично, обводненности, объемной доли газа, средней плотности ПМТС, плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы и плотности газовой фазы,

причем плотность нефтяной фазы, плотность водной фазы и плотность газовой фазы основаны на анализе переходных процессов множества профилей первой плотности.

20. Система для определения выходных количеств фаз в потоке многофазной текучей среды (ПМТС), который может содержать нефтяную фазу, водную фазу и газовую фазу из скважины, путем определения плотностей и пропорций фаз в ПМТС, при этом система содержит:

первый плотномер, который измеряет, в реальном времени, множество профилей первой плотности ПМТС в первом местоположении, где фазы ПМТС являются разделенными в течение по меньшей мере коротких интервалов времени;

второй плотномер, который измеряет множество профилей второй плотности ПМТС во втором местоположении, где ПМТС является перемешанной смесью по меньшей мере нефтяной фазы, водной фазы и газовой фазы, при этом второе местоположение второго плотномера находится на выходе фазового смесителя-гомогенизатора, который гомогенизирует ПМТС в перемешанную смесь;

третий плотномер, который измеряет, в реальном времени, множество профилей третьей плотности ПМТС в третьем местоположении, где газовая фаза отделена от смешанной жидкой части ПМТС, которая включает в себя по крайней мере водную фазу и нефтяную фазу;

по меньшей мере один датчик расхода, который измеряет скорость перемешанной смеси; и

один или более процессоров для выполнения одной или более программ для определения плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы, плотности газовой фазы и пропорций фаз на основе, по меньшей мере, множества профилей первой, второй и третьей плотности,

причем один или более процессоров для выполнения одной или более программ предназначены также для определения и выдачи пользователю одного или более из выходного количества нефтяной фазы, выходного количества водной фазы и выходного количества газовой фазы на основе по меньшей мере скорости перемешанной смеси, плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы, плотности газовой фазы и пропорций фаз.

Images