RU2632249C1 - Определение режима течения для адаптации модели потока - Google Patents

Определение режима течения для адаптации модели потока Download PDF

Info

Publication number
RU2632249C1
RU2632249C1 RU2016120730A RU2016120730A RU2632249C1 RU 2632249 C1 RU2632249 C1 RU 2632249C1 RU 2016120730 A RU2016120730 A RU 2016120730A RU 2016120730 A RU2016120730 A RU 2016120730A RU 2632249 C1 RU2632249 C1 RU 2632249C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
flow
detected
multiphase fluid
variable
stationarity
Prior art date
Application number
RU2016120730A
Other languages
English (en)
Inventor
Себастьен КАДАЛЕН
Бенуа ФУРНЬЕ
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Application granted granted Critical
Publication of RU2632249C1 publication Critical patent/RU2632249C1/ru

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/05—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects
    • G01F1/34—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by measuring pressure or differential pressure
    • G01F1/36—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by measuring pressure or differential pressure the pressure or differential pressure being created by the use of flow constriction
    • G01F1/40—Details of construction of the flow constriction devices
    • G01F1/44—Venturi tubes
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/56—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using electric or magnetic effects
    • G01F1/58—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using electric or magnetic effects by electromagnetic flowmeters
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/74—Devices for measuring flow of a fluid or flow of a fluent solid material in suspension in another fluid
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V5/00—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity
    • G01V5/04—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging
    • G01V5/08—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • High Energy & Nuclear Physics (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Measuring Volume Flow (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способам и устройствам для определения расхода потока и/или фазного элемента различных компонентов в потоке многофазного флюида. Датчик многофазного расходомера задействуется для определения физической характеристики, относящейся к потоку многофазного флюида в канале многофазного расходомера. Стационарность потока многофазного флюида определяется на основании обнаруженной физической характеристики в фактических условиях по сравнению с ожидаемым шумом датчика в условиях стационарного потока. Переменную модели потока выбирают из множества переменных модели потока на основании содержания газа в потоке многофазного флюида и обнаруженной стационарности. Затем поток многофазного флюида моделируют посредством настройки выбранных переменных модели потока. Технический результат – обеспечение устройства и способов адаптации и/или настройки вычисления с целью определения расходов многофазного потока многофазных флюидов на основании распознания режима течения. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 ил.

Description

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0001] Данное изобретение относится к способам и устройствам для определения расхода потока и/или фазного элемента различных компонентов в потоке многофазного флюида, которые иногда называют многофазными расходомерами (MPFM).
ОПИСАНИЕ ПРЕДШЕСТВУЮЩЕГО УРОВНЯ ТЕХНИКИ
[0002] Возможность точно измерять расход потока различных фаз может зависеть от типа потока многофазного флюида, например, если многофазный флюид насыщен газом, не насыщен газом или имеет промежуточное состояние. Многофазные расходомеры могут использовать модель потока для учета различных типов условий многофазных потоков. В зависимости от условий потока, переменные или параметры в пределах модели потока могут настраиваться или приспосабливаться для более точного измерения расхода потока флюида по каждой фазе. Например, первая переменная может использовать характеристики потока для потока многофазного флюида, при этом жидкость является преобладающей, поток является потенциально нестабильным, и объемная доля газа (ОДГ) составляет менее чем около 85%. Вторая переменная может использовать характеристики потока для потока многофазного флюида, при этом газ является преобладающим, поток является стабильным или почти стабильным, а ОДГ составляет более чем около 90-98%, в зависимости от эксплуатационного давления. Однако в отношении того, как настраивать или адаптировать переменные и/или параметры в модели потока для потока многофазного флюида, содержащего ОДГ в пределах от около 85% до около 98%, включая то, какие переменные или параметры следует адаптировать и/или настраивать, и, если следует, то когда это делать. Данное изобретение обеспечивает устройства и способы адаптации и/или настройки вычисления с целью определения расходов многофазного потока многофазных флюидов на основании распознания режима течения.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0003] Данное изобретение представляет способ, включающий эксплуатацию датчика многофазного расходомера для определения физической характеристики, присущей потоку многофазного флюида в канале многофазного расходомера. Стационарность потока многофазного потока определяют на основании обнаруженной физической характеристики в фактических условиях по сравнению с ожидаемым шумом датчика в условиях стационарного потока. По меньшей мере одну переменную выбирают из множества переменных на основании содержания газа в потоке многофазного флюида и обнаруженной стационарности. Затем поток многофазного флюида моделируют посредством настройки или адаптации выбранной переменной (переменных).
[0004] Данное изобретение также представляет устройство, содержащее многофазный расходомер. Многофазный расходомер содержит канал, вмещающий поток многофазного флюида, радиоизотопный источник и радиоизотопный датчик, предназначенный обнаруживать ядерную энергию, излучаемую радиоизотопным источником через канал и поток многофазного флюида. Кроме того, устройство содержит электронный инструмент, предназначенный определять режим течения и содержания газа в потоке многофазного флюида на основании ядерной энергии, обнаруженной датчиком по сравнению с ожидаемым шумом радиоизотопного датчика в условиях стационарного потока. К тому же, электронный инструмент выполнен с возможностью определения стационарности потока многофазного флюида на основании обнаруженного режима течения для выбора по меньшей мере одной переменной из множества переменных на основании обнаруженного содержания газа и обнаруженной стационарности, а также для моделирования потока многофазного флюида посредством настройки и/или адаптации выбранной переменной (переменных).
[0005] Данное изобретение также представляет способ, включающий определение того, какая из множества переменных настраивается электронным инструментом для определения расходов потока по каждой фазе, относящейся к потоку многофазного флюида, внутри канала расходомера. Кроме того, способ включает эксплуатацию расходомера для определения режима течения и содержания газа в потоке многофазного флюида внутри канала, определение показателя стационарности потока многофазного флюида на основании обнаруженного режима течения и обнаруженного содержания газа и замену переменной из множества переменных в модели потока, настраиваемой электронным инструментом, для определения скоростей потока по каждой их фаз, относящихся к потоку многофазного флюида, на основании обнаруженного содержания газа и обнаруженного показателя стационарности.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[0006] Чтобы способ, с помощью которого можно в подробностях понять вышеуказанные элементы, был понят с помощью более конкретного описания посредством ссылки на варианты реализации изобретения, некоторые из них проиллюстрированы в прилагаемых графических материалах, причем аналогичные номера позиций обозначают аналогичные элементы. Тем не менее, следует понимать, что прилагаемые графические материалы иллюстрируют различные варианты реализации изобретения и, следовательно, не могут считаться ограничивающими его объем и могут допускать другие равным образом эффективные варианты реализации изобретения. Следует подчеркнуть, что, в соответствии со стандартной практикой в данной промышленности, различные элементы не проиллюстрированы в масштабе. В действительности, размеры различных элементов могут произвольно увеличиваться или уменьшаться для ясности приведенного описания.
[0007] Фиг. 1 представляет собой схематический вид по меньшей мере части устройства в соответствии с одним или более аспектов по данному изобретению.
[0008] Фиг. 2 представляет собой блок-схему по меньшей мере части устройства в соответствии с одним или более аспектов по данному изобретению.
[0009] Фиг. 3 представляет собой схематический вид по меньшей мере части устройства в соответствии с одним или более аспектов по данному изобретению.
[0010] Фиг. 4 представляет собой график, иллюстрирующий один или более аспектов по данному изобретению.
[0011] Фиг. 5 представляет сбой блок-схему по меньшей мере части способа в соответствии с одним или более аспектов по данному изобретению.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0012] Следует понимать, что нижеследующее описание изобретения предлагает много различных вариантов реализации изобретения, или примеров, для реализации разных элементов различных вариантов реализации изобретения. Конкретные примеры компонентов и схем расположения описаны ниже для упрощения описания данного изобретения. Безусловно, они приведены лишь в качестве примеров и не несут ограничивающего характера. В дополнение, данное изобретение может повторно ссылаться на номера позиций и/или буквенные обозначения в различных примерах. Данное повторение делается с целью простоты и ясности и само по себе не определяет отношения между различными рассматриваемыми вариантами реализации изобретения и/или конфигурациями. Более того, образование первого элемента поверх второго элемента или на втором элементе в нижеизложенном описании может включать варианты реализации изобретения, в которых первый и второй элементы образованы в непосредственном контакте, и могут также включать варианты реализации изобретения, в которых дополнительные элементы могут быть образованы с перекрытием первого и второго элементов, так что первый и второй элементы могут не находиться в непосредственном контакте.
[0013] Фиг. 1 представляет собой схематический вид по меньшей мере части устройства, содержащего многофазный расходомер (MPFM) 100, в соответствии с одним или более аспектов по данному изобретению. MPFM 100 выполнен с возможностью измерения скорости потока многофазного флюида, протекающего через канал 110 установки в скважине для добычи углеводородов. Канал 110 может быть, по существу, вертикальным или, по существу, горизонтальным или находиться между вертикальным и горизонтальным положениями. Многофазный флюид содержит жидкую фазу и газовую фазу, при этом жидкая фаза содержит один или более жидких углеводородов и, возможно, воду, тогда как газовая фаза содержит один или более газообразных углеводородов и, возможно, пар. ОДГ флюида, протекающего через канал 110, может изменяться от 0% (чистая жидкость) до 100% (чистый газ).
[0014] Режим течения внутри канала 110 может характеризоваться как пузырьковый поток, пробковый поток или поток влажного газа, такой как поток влажного газа с туманоподобными капельками флюидов в затрубном пространстве. Другие режимы течения, такие как пробковые потоки и эмульсионные режимы течения, также входят в объем данного изобретения. В пузырьковом потоке ОДГ может составлять менее чем около 20%, при этом размеры пузырьков газа составляют менее чем около 10% минимального диаметра DМИН канала 110 и, возможно, скорость газа является достаточной для обеспечения существенного смешивания. Пробковый поток может содержать чередующиеся газовые карманы и жидкостные пробки, при этом и те, и другие по отдельности занимают значительную часть диаметра канала 110 и, возможно, имеют по отдельности длину вплоть до нескольких метров. В потоке влажного газа ОДГ может составлять по меньшей мере около 85%, а скорость потока газовой фазы может быть достаточно высокой, чтобы во флюиде, по существу, отсутствовали жидкостные пробки.
[0015] Минимальный диаметр DМИН может представлять собой диаметр участка 120 расходомера Вентури канала 110, тогда как остальной участок канала 110 может представлять собой максимальный диаметр DМАКС. Минимальный диаметр DМИН может быть меньше максимального диаметра DМАКС на число, находящееся в диапазоне от около 40% до около 80%. Хотя минимальный диаметр DМИН может отличаться в пределах объема данного изобретения, примеры включают, среди прочего, около 29 мм и около 52 мм.
[0016] MPFM 100 содержит один или более датчиков давления 130, выполненных с возможностью обнаружения перепада давления Δp флюида, проходящего переход между минимальным и максимальным диаметрами DМИН and DМАКС выше по потоку и/или ниже по потоку от участка 120 расходомера Вентури. MPFM 100 также содержит датчик 140 объема задержки газа (GHU), содержащий источник радиоизотопного излучения 142 и соответствующий датчик 144 на противоположных сторонах расходомера Вентури 120. GHU является компонентом газа, присутствующего в поперечном сечении или интервале канала, такого как канал 110. Датчик 140 GHU может быть выполнен с возможностью излучать и обнаруживать соответствующие показатели гамма-излучения, рентгеновского излучения и/или другие типы ядерной энергии, возможно, на различных энергетических уровнях, либо поочередно, либо, по существу, одновременно. Показатели, обнаруженные датчиком 144, могут использоваться для определения GHU и/или других параметров потока многофазного флюида, посредством либо известных, либо разработанных в будущем методов обработки данных.
[0017] Электронное устройство 150 находится в электронной связи с одним или более датчиков давления 130 и датчиком GHU 140. MPFM 100 может содержать электронное устройство 150 или может вместо этого содержать средство для электронной связи с электронным устройством 150.
[0018] Фиг. 2 представляет собой блок-схему электронного устройства 200, по меньшей мере участок которого может образовывать электронное устройство 150, проиллюстрированное на Фиг. 1. Приведенное в качестве примера электронное устройство 200 может выполнять энергозависимые и/или энергонезависимые машиночитаемые команды для реализации одного или более аспектов способов и/или процессов, описанных в данном документе, и/или для реализации одного или более аспектов распознания приведенного в качестве примера режима течения и/или переход модели потока, описанный в данном документе. Электронное устройство 200 может представлять собой или содержать, например, одни или более процессоров, контроллеров, специализированных вычислительных устройств, серверов, персональных компьютеров, персональных цифровых вспомогательных (ПЦВ) устройств, смартфонов, интернет-устройств и/или других типов электронных устройств.
[0019] Электронное устройство 200 содержит процессор 212, такой как, например, программируемый процессор общего назначения. Процессор 212 может содержать локальное запоминающее устройство 214 и может выполнять закодированные команды 232, находящиеся в локальном запоминающем устройстве 214 и/или в другой запоминающем устройстве. Процессор 212 может выполнять, среди прочего, машинные команды для реализации способов и/или процессов, описанных в данном документе. Процессор 212 может представлять собой, содержать различные типы процессорных моделей или быть реализованным различными типами процессорныхх модулей, таких как один или более микропроцессоров INTEL, один или более микроконтроллеров из семейств микроконтроллеров ARM и/или PICO, одним встроенных процессоров программного обеспечения/аппаратных средств в одном или более FPGA, среди прочих примеров, в пределах объема данного изобретения.
[0020] Процессор 212 может находиться в сообщении с основным запоминающим устройством, включающим энергозависимую память (например, оперативное запоминающее устройство) 218 и энергонезависимую память (например, постоянное запоминающее устройство) 220, посредством шины 210. Энергозависимая память 218 может представлять собой, содержать или быть реализованной при помощи таких устройств, как статическое оперативное запоминающее устройство (SRAM), синхронное динамическое оперативное запоминающее устройство (SDRAM), динамическое оперативное запоминающее устройство (DRAM), динамическое оперативное запоминающее устройство RAMBUS (RDRAM), тиристорное оперативное запоминающее устройство (T-RAM), оперативное запоминающее устройство с начальной емкостью (Z-RAM), оперативное запоминающее устройство с двойным транзистором (TTRAM) и/или другие типы оперативных запоминающих устройств. Энергонезависимая память 1120 может представлять собой, содержать или быть реализованной при помощи таких устройств, как флэш-память, постоянное запоминающее устройство, программируемое фотошаблонами, программируемое постоянное запоминающее устройство (PROM), стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (EPROM), электрически стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (EEPROM), энергонезависимое оперативное запоминающее устройство (NVRAM) и/или другие типы запоминающих устройств. Один или более контроллеров памяти 216 могут контролировать доступ к энергозависимой памяти 218, а один или более контроллеров памяти 222 могут контролировать доступ к энергонезависимой памяти 220.
[0021] Электронное устройство 200 может также содержать интерфейсную цепь 224. Интерфейсная цепь 224 может представлять собой, содержать или быть реализована при помощи различных типов интерфейсных стандартов, таких как Ethernet, универсальная последовательная шина (USB), и/или, среди прочего, устройств ввода/вывода третьего поколения (3GIO).
[0022] Одно или более устройств ввода 226 могут быть соединены с интерфейсной цепью 224. Устройство(а) ввода 226 может (могут) давать пользователю возможность вводить данные и/или команды в процессор 212. Устройство(а) ввода может (могут) представлять собой, содержать или быть реализованным(и), например, при помощи, среди прочего, клавиатуры, мыши, сенсорного экрана, сенсорного планшета, трекбола, изо-точечного устройства, системы распознавания голосов, датчика движения и/или сканера. Также могут быть применены датчики движения, радиочастотные (РЧ) передатчики, приемники и/или приемопередатчики, преобразователи, беспроводные сетевые устройства, сотовые сетевые устройства и/или другие беспроволочные устройства ввода.
[0023] Одно или более устройств вывода 228 также могут быть соединены с интерфейсной цепью 224. Устройства вывода 228 могут представлять собой, содержать или быть реализованы, среди прочего, с помощью, например, дисплейных устройств, принтеров и/или динамиков. Приведенные в качестве примера дисплейные устройства могут включать, среди прочего, сегментный дисплей, катодный трубно-лучевой (CRT) дисплей, жидкокристаллический дисплей (LCD), плазменный дисплей, органический светоизлучающий (OLED) дисплей и трехмерный (3D) дисплей. Интерфейсная цепь 224 также может включать графический дисковый адаптер. Интерфейсная цепь 224 также может содержать модем, сетевую интерфейсную карту и/или другое устройство связи, например, для содействия обмену данными с внешними компьютерами и/или электронными устройствами посредством сети, включая Ethernet, DSL (цифровая абонентская линия), POTS (простая телефонная служба старого образца), кабель, сотовый телефон, спутник, Bluetooth, WiFi (IEEE 802.11), WiMax (технология широкополосного доступа в микроволновом диапазоне), UWB (сверхширокополосное устройство) и т. д.
[0024] Электронное устройство 200 также может содержать одно или более устройств хранения массивов данных 230, выполненных с возможностью хранения машиночитаемых команд и данных. Приметы таких устройств хранения массивов данных 230 включают, среди прочего, дисковые накопители, жесткие дисковые накопители, компакт-диски (CD), цифровые универсальные накопители (DVD), флэш-память и карты памяти.
[0025] Закодированные команды 232 могут храниться в локальном запоминающем устройстве 214, энергозависимой памяти 218, энергонезависимой памяти 220, устройстве хранения массивов данных 230 и/или на другом съемном запоминающем устройстве 234, которое, например, может представлять собой или включать CD или DVD.
[0026] В качестве альтернативы реализации способов и/или устройств, описанных в данном документе, в такой системе, как электронное устройство 200 по Фиг. 2, в дополнение к вышеуказанному, один или более аспектов способов или устройств, описанных в данном документе, могут быть встроены в другие конструкции, такие как СИС (специализированная интегральная схема) и/или специализированные процессоры.
[0027] Фиг. 3 представляет собой схематический вид буровой, иллюстрирующий приведенную в качестве примера среду, в которой MPFM 100 может быть использовано в соответствии с одним или более аспектов по данному изобретению. Буровая содержит наземное оборудование 310 сверху содержащей углеводороды геологической формации 315, вглубь которой проходит ствол скважины 320, и находится в фазе добычи после выполнения работ, связанных с бурением, освоением и перфорацией. Ствол скважины 320 может содержать один или более горизонтальных или наклонно-направленных участков 325, проходящих от начального, по существу, вертикального участка, и может быть обсаженным, частично обсаженным или не обсаженным. Обсаженный участок ствола скважины 320 может содержать затрубное пространство 330 и обсадную колонну 335. Затрубное пространство 330 может быть, например, по меньшей мере частично заполнено цементной или гравийной набивкой.
[0028] Зоны добычи 340 и 345 могут содержать, среди прочего, перфорационные каналы и внутрискважинное эксплуатационное оборудование 350, такое как пакеры, НКТ и клапаны. Многофазный флюид 355 может вытекать из зон добычи 340 и 345 через внутрискважинное эксплуатационное оборудование 350 и из ствола скважины 320 через устье скважины 360.
[0029] Устье скважины 360 находится в гидравлическом сообщении с эксплуатационным оборудованием 365 посредством одного или более каналов 370. Эксплуатационное оборудование 365 может содержать комбинацию одной или более горелок, теплообменников, нагревателей, устройств снижения давления, насосов, сепараторов, резервуаров, обрабатывающих устройств и/или других компонентов, взаимосвязанных различными трубными системами, НКТ и/или другими трубопроводами.
[0030] Одно или более описанных выше примерных устройств MPFM 100 могут быть установлены в различных местах на поверхности и в глубине ствола скважины. Например, MPFM 100 может находиться в гидравлическом сообщении с одним из каналов 370 или с внутрискважинным эксплуатационным оборудованием 350 в одной или более зон добычи 340 и 345. MPFM 100 на поверхности может находиться в электрическом сообщении с различными наземными электронными устройствами 375, например, устройствами, которые могут включать оборудование управления или оборудование для сбора данных. Один или более компонентов наземного электронного устройства 375 может быть реализовано в виде (или может быть иным образом, по существу, аналогичным) электронного устройства 150, проиллюстрированного на Фиг. 1 и/или одного или более компонентов электронного устройства 200, проиллюстрированного на Фиг. 2.
[0031] С обобщенной ссылкой на Фиг. 1-3, по меньшей мере часть многофазного флюида 355 направляется в канал 110 MPFM 100. Одно или более электронных устройств 150, другие компоненты MPFM 100, один или более компонентов электронного устройства 200, один или более компонентов наземного электронного устройства 375 и/или другие компоненты оборудования (в дальнейшем совместно именуемые как "электронные инструменты") независимо и/или совместно выполнены с возможностью определения общего GHU многофазного флюида в канале 110. Один или более электронных инструментов также могут содержать модель потока, имеющую одну или более переменных и/или параметров, которые могут настраиваться и/или адаптироваться в зависимости от обнаруженного режима течения для определения волюметрических скоростей потока установленных фаз различных режимов течения, и могут быть независимо и/или совместно выполнены с возможностью обнаружения фактического режима течения многофазного потока флюидов в канале 110. Таким образом, один или более электронных инструментов также могут определять, какие из различных переменных и/или параметров модели потока следует адаптировать и/или настроить на основании обнаруженного GHU и обнаруженного режима течения. Один или более электронных инструментов также могут быть независимо и/или совместно выполнены с возможностью переключения между различными переменными и/или параметрами модели потока, подлежащими настройке и/или адаптации, возможно, автоматически и постепенно, в ответ на обнаруженное изменение в обнаруженном GHU и/или обнаруженном режиме течения.
[0032] Определение режима течения одним или более электронных инструментов основано на временном серийном анализе расхода высокочастотных радиоизотопных показаний, обнаруженных датчиком GHU 140. Теоретическая статистика радиоизотопных показаний нескольких энергетических уровней легко доступна благодаря предсказуемому пуассоновскому шуму. Соответственно, измеренные данные и/или их статистические результаты будут следовать за теоретическими данными и/или их статистическими результатами, если поток многофазного флюида проявляет стационарность, но будут отклоняться, если поток флюида проявляет существенную нестационарность.
[0033] Приводимая в данном документе стационарность указывает на условия, когда процесс или поле любой переменной A(x,t) являются статистически стационарными при условии, если все статистические показатели остаются неизменными при сдвиге по времени. Таким образом, стационарный процесс обладает характеристикой, при которой средняя, дисперсия и автокорреляционная структура с течением времени не изменяется. Стационарность может проявляться, с визуальной точки зрения, плоскообразной серией при отсутствии тенденции и постоянной дисперсии и постоянной автокорреляционной структуры в течение времени без периодических флуктуаций. Это означает, что неизменные характеристики потока флюида, проявляющие стационарность, ограничены статистикой параметров а, не напрямую самими параметрами.
[0034] Определение того, как измеренные радиоизотопные данные отличаются от теоретических радиоизотопных данных, может основываться, например, на безразмерной разнице ковариантных матриц С, как показано в следующем уравнении:
Figure 00000001
[0035] где i и j представляют собой факторы для различных энергетических уровней, на которых ядерная энергия излучается радиоизотопным источником 142, либо, по существу, одновременно, либо поочередно, и σ представляет собой стандартное отклонение или связанный с ним коэффициент. Однако, если используется отдельный энергетический уровень или, возможно, если используется физическое измерение дополнительного датчика, такого как датчик перепада давления (ПД) расходомера Вентури, ковариантные матрицы С могут сводиться к отдельному, реальному числу. В некоторых вариантах реализации изобретения датчик 140 может представлять собой датчик ПД расходомера Вентури, используемый вместо и в дополнение к датчику расхода высокочастотных радиоизотопных показаний. Затем определение режима течения одним или более электронных инструментов может основываться на данных, полученных быстродействующим датчиком ПД расходомера Вентури. Кроме того, датчик ПД расходомера Вентури мог бы показывать смешанную плотность (содержание газа) многофазного потока в значительной степени постоянного, усредненного на протяжении длительного времени массового расхода потока.
[0036] Таким образом, показатель стационарности может быть показателем спектрального радиуса, ρ, который представляет собой норму матрицы Q, которая может вычисляться с помощью выборки данных по радиоизотопным показаниям, собранных в течение заданного периода времени на заданной частоте. Например, заданный период времени может составлять около 1 минуты или около 5 минут, или, возможно, может представлять собой диапазон от около 1 минуты до около 5 минут, а заданная частота может составлять около 45 Гц или около 50 Гц. Тем не менее, другие периоды времени и частоты также могут входить в объем данного изобретения.
[0037] Пример получаемого в результате показателя стационарности ρ проиллюстрирован на Фиг. 4. GHU потока флюида проиллюстрирован на оси х, где чистая жидкость (GHU=0) находится в начале координат, и GHU увеличивается вдоль положительной оси х, пока поток флюида не станет чистым газом (GHU=1). Стационарность потока флюида проиллюстрирована как ось y, где полностью стационарный поток (ρ=0) находится в начале координат, и нестационарность увеличивается (или стационарность уменьшается) вдоль положительной оси y. Заданная стационарность ρВ может представлять собой верхний предел стационарности с целью последующих действий в контексте данного изобретения, тогда как другая заданная стационарность ρА может подобным образом представлять собой нижний предел нестационарности. Показатель стационарности ρ между ρВ и ρА может показывать, что поток многофазного флюида является смесью стационарного и нестационарного потока. Кроме того, один или более аспектов, представленных в данном документе в контексте определения показателя стационарности ρ могут быть применимы или могут без труда адаптироваться для использования с другими или дополнительными нормами и/или измерениями, которые могут использоваться при определении показателя стационарности ρ.
[0038] Фиг. 4 иллюстрирует то, что показатель стационарности ρ может использоваться для ограничения стационарного потока из нестационарного потока при переходе между умеренным содержанием газа (пробковый поток) и высоким содержанием газа (поток влажного газа). Хотя на Фиг. 4 проиллюстрированы лишь пузырьковый поток, пробковый поток и поток влажного газа, показатель стационарности ρ также может использоваться для ограничения между другими режимами течения, такими как ранее рассмотренные. Затем показатель стационарности ρ, определенный указанным выше способом, в комбинации с содержанием газа, также определенным посредством MPFM 100, может использоваться для выбора того, какие из одной или более переменных модели потока, сохраняемых одним или более описанных выше электронных инструментов следует использовать для определения волюметрических расходов потока на разных фазах потока флюида.
[0039] Например, если предположить, что один или более электронных инструментов сохраняют две или более переменных модели потока, то первую переменную можно использовать для режимов течения, имеющих значение GHU от низкого до умеренного, независимо от определенного показателя стационарности ρ. Первую переменную можно также использоваться для режимов течения, имеющих значение GHU от умеренного до высокого, если поток является, по существу, стационарным (т. е. ρ<ρB). Вторую переменную можно использоваться для режимов течения, имеющих значение GHU от умеренного до высокого, если поток является, по существу, нестационарным (т. е. ρ<ρА).
[0040] На практике обе переменных могут настраиваться и/или адаптироваться одновременно в любое время, хотя такая одновременная адаптация/настройка может ограничиваться условием, когда GHU больше, чем заданное пороговое значение GHU и показатель стационарности находится между первым и вторым заданными пороговыми значениями показателя стационарности, которые могут совпадать с, по существу, стационарным пороговым значением ρВ и, по существу, нестационарным пороговым значением ρА. Заданное пороговое значение GHU может составлять 0,5, хотя другие значения также подпадают под объем данного изобретения. По существу, стационарное пороговое значение ρВ может составлять около 20, и, по существу, нестационарное пороговое значение ρА может составлять около 400, хотя другие значения также подпадают под объем данного изобретения. Конкретные значения могут зависеть от конкретного состава Qi,j и ρ, и, возможно, от формы и размера устройства, среди других аспектов, которые могут оказывать воздействие на стационарность потока. Расход многофазного потока может быть определен как адаптация или настройка (непрерывно или иным образом) одной или более переменных модели потока.
[0041] Фиг. 5 представляет сбой блок-схему по меньшей мере части способа (700) в соответствии с одним или более аспектов по данному изобретению. Способ (700) может выполняться одним или более описанных выше электронных инструментов. Также один или более аспектов способа (700) могут выполняться дополнительными компонентами, проиллюстрированными на Фиг. 1-3. Таким образом, последующее описание относится совместно к Фиг. 1-3 и 5.
[0042] Например, датчик GHU 140 MPFM 100, проиллюстрированный на Фиг. 1, может эксплуатироваться для получения (710) данных по радиоизотопным показаниям, при этом многофазный поток протекает через канал 110 MPFM 100. Затем эти данные можно использовать для определения (720) затухания, характерного для многофазного флюида. В общем, после этого содержание газа и стационарность потока многофазного флюида может быть определена на основании определенного затухания, а режим течения многофазного флюида в канале 110 может быть определен на основании обнаруженного содержания газа и обнаруженной стационарности. Определение режима течения может обусловить выбор режима течения из заданного множества возможных режимов течения, которые могут включать или представлять собой пузырьковый поток, пробковый поток и поток влажного газа. Затем может быть выбрана переменная модели потока, возможно, из множества различных переменных модели потока на основании обнаруженного содержания газа, обнаруженной стационарности и/или обнаруженного режима течения, и поток многофазного флюида может быть смоделирован посредством настройки и/или адаптации выбранной переменной модели потока.
[0043] Например, после определения (720) затухания, характерного для многофазного флюида, можно определить (730) GHU на основании определенного затухания. Способ (700) может включать определение (740) того, меньше ли обнаруженная GHU, чем заданное пороговое значение GHU (например, 0,5). Если определено (740), что обнаруженный GHU меньше, чем заданное пороговое значение GHU, то поток многофазного флюида в канале 110 MPFM 100 можно смоделировать (745) посредством настройки первой переменной, обозначенной на Фиг. 5 как ПЕРЕМЕННАЯ А. Затем способ (700) можно повторить, например, путем получения (710) данных о дополнительных радиоизотопных показаниях, с использованием MPFM 100, определяя (720) затухание, определяя GHU (730) и т. д.
[0044] Однако если определено (740), что обнаруженная GHU больше, чем заданное пороговое значение GHU, то показатель стационарности ρ может быть определен (750) так, как описано выше. Если определено (760), что обнаруженный показатель стационарности ρ меньше, чем первое заданное пороговое значение показателя стационарности (такое как верхнее пороговое значение стационарности ρВ), то поток многофазного флюида в канале 110 MPFM 100 может быть смоделирован (745) посредством настройки ПЕРЕМЕННОЙ А. Если определено (760), что обнаруженный показатель стационарности ρ больше первого заданного порогового значения показателя стационарности, и, если определено (770), что обнаруженный показатель стационарности ρ больше второго заданного порогового значения показателя стационарности (такое как нижнее пороговое значение нестационарности ρА), то поток многофазного флюида в канале 110 MPFM 100 может быть смоделирован (775) путем настройки второй переменной, обозначенной на Фиг. 5 как ПЕРЕМЕННАЯ В. Если определено (760), что обнаруженный показатель стационарности ρ больше первого заданного порогового значения показателя стационарности, и, если определено (770), что обнаруженный показатель стационарности ρ меньше второго заданного порогового значения показателя стационарности, то ПЕРЕМЕННАЯ А и ПЕРЕМЕННАЯ В могут быть как настроены, так и/или адаптированы (780), как описано выше, и поток многофазного флюида в канале 110 MPFM 100 могут быть смоделированы (785) с использованием настройки как ПЕРЕМЕННОЙ А, так и ПЕРЕМЕННОЙ В. Затем способ (700) можно повторить.
[0045] Один или более аспектов по данному изобретению описаны в контексте определения режима течения на основании временного серийного анализа расходов высокочастотных радиоизотопных показаний, обнаруженных радиоизотопным датчиком. Однако один или более таких аспектов могут быть применимы или легко адаптированы для использования с другими типами датчиков, включая датчики, имеющие доступные значения шума, точная ли эта оценка и/или прогнозируемая или грубая оценка.
[0046] Ввиду всего содержания данного изобретения, специалист в данной области техники без труда поймет, что данное изобретение представляет способ, включающий: задействование датчика многофазного расходомера для определения физической характеристики, присущей потоку многофазного флюида в канале многофазного расходомера; определение стационарности потока многофазного флюида на основании обнаруженной физической характеристики в фактических условиях по сравнению с ожидаемым шумом датчика в условиях стационарного потока; выбор одной или более переменных из множества переменных модели потока на основании содержания газа в потоке многофазного флюида и обнаруженной стационарности; и моделирование потока многофазного флюида с использованием выбранной переменной, подлежащей настройке. Датчик может включать радиоизотопный датчик, а физическая характеристика может представлять собой затухание. Способ может дополнительно включать определение ожидаемого шума.
[0047] Способ может дополнительно включать определение режима течения многофазного флюида на основании содержания газа и обнаруженной стационарности. Определение режима течения может включать выбор режима течения из заданного множества возможных режимов течения. Заданное множество возможных режимов течения может включать: пузырьковый режим течения, при котором поток многофазного флюида содержит объемную долю газа (ОДГ), составляющую менее чем около 20%, и размер пузырьков составляет менее чем около 10% диаметра канала; пробковый режим течения, при котором поток многофазного флюида содержит чередующиеся газовые карманы и жидкостные пробки, занимающие значительную часть диаметра канала; и режим потока влажного газа, при котором поток многофазного флюида имеет ОДГ, которая составляет по меньшей мере около 85% и в которой практически отсутствуют жидкостные пробки.
[0048] Датчик может содержать радиоизотопный источник, предназначенный излучать ядерную энергию через канал до противостоящего радиоизотопного датчика, и при определении физической характеристики, относящейся к потоку многофазного флюида, используются статистические данные на основании ядерной энергии, обнаруженной радиоизотопным датчиком. Ядерная энергия, обнаруженная датчиком, может включать ядерную энергию, излучаемую радиоизотопным источником на каждом из множества различных энергетических уровней.
[0049] Способ может дополнительно включать: определение объема задержки газа (GHU) потока многофазного флюида; и определение содержания газа в потоке многофазного флюида на основании обнаруженного GHU. Выбор переменной модели потока из множества переменных модели потока на основании обнаруженного содержания газа и обнаруженной стационарности может включать: выбор первой переменной, если обнаруженное содержание газа меньше заданного порогового значения GHU; выбор первой переменной, если обнаруженное содержание газа больше заданного порогового значения GHU и обнаруженный показатель стационарности меньше первого заданного порогового значения показателя стационарности; выбор второй переменной, если обнаруженное содержание газа больше заданного порогового значения GHU и обнаруженный показатель стационарности больше второго заданного порогового значения показателя стационарности; и выбор третьей переменной и/или параметра, если обнаруженное содержание газа больше заданного порогового значения GHU и обнаруженный показатель стационарности находится между первым и вторым заданными пороговыми значениями показателя стационарности. Способ может дополнительно включать: определение того, что поток многофазного флюида является, по существу, стационарным, если обнаруженный показатель стационарности ниже первого заданного порогового значения показателя стационарности; определение того, что поток многофазного флюида является, по существу, не стационарным, если обнаруженный показатель стационарности выше второго заданного показателя стационарности; и определение того, что поток многофазного флюида находится на стадии перехода между, по существу, стационарным и, по существу, не стационарным состоянием, если обнаруженный показатель стационарности находится между первым и вторым заданными пороговыми значениями показателя стационарности. Третья переменная и/или параметр могут быть совокупной настройкой первой и второй переменной. Совокупная настройка первой и второй переменных может быть совокупной настройкой обеих переменных, которая пропорциональна разностям между обнаруженным показателем стационарности и первым и вторым заданными пороговыми значениями показателя стационарности. Совокупность первой и второй настроенных переменных может основываться на функции обнаруженного показателя стационарности.
[0050] Данное изобретение также представляет устройство, содержащее: многофазный расходомер, содержащий: канал, вмещающий поток многофазного флюида; радиоизотопный источник; и радиоизотопный датчик, выполненный с возможностью обнаруживать ядерную энергию, излучаемую радиоизотопным источником через канал и поток многофазного флюида; и электронный инструмент, выполненный с возможностью: определения режима течения и содержания газа в потоке многофазного флюида на основании ядерной энергии, обнаруженной датчиком, по сравнению с ожидаемым шумом радиоизотопного датчика в условиях стационарного потока; определения стационарности потока многофазного флюида на основании обнаруженного режима течения; выбора переменной из множества переменных на основании обнаруженного содержания газа и обнаруженной стационарности; и моделирования потока многофазного флюида посредством настройки выбранной переменной. Устройство может дополнительно содержать НКТ, пролегающие от зоны добычи ствола скважины, проникающей вглубь подземного пласта, при этом НКТ находятся в гидравлическом сообщении с каналом.
[0051] Также данное изобретение представляет способ, включающий: определение того, какая из множества переменных модели потока настраивается и/или адаптируется электронным инструментом для определения расходов потока по каждой фазе, относящейся к потоку многофазного флюида, внутри канала расходомера; задействование расходомера для определения режима течения и содержания газа в потоке многофазного флюида внутри канала; определение показателя стационарности потока многофазного флюида на основании обнаруженного режима течения и обнаруженного содержания газа; и замену переменной из множества переменных в модели потока, настраиваемой электронным инструментом, для определения расходов потока по каждой фазе, относящихся к потоку многофазного флюида, на основании обнаруженного содержания газа и обнаруженного показателя стационарности. Замена переменной из множества переменных, настраиваемых электронным инструментом, может включать замену первой переменной на вторую переменную. Замена переменной из множества переменных, настраиваемых электронным инструментом, может включать замену первой переменной модели потока на совокупную настройку первой переменной и второй переменной.
[0052] Вышеприведенное описание определяет элементы нескольких вариантов реализации изобретения, так что специалист в данной области техники может лучше понимать аспекты данного изобретения. Специалист в данной области техники должен понимать, что можно без труда использовать данное изобретение в качестве основы для проектирования или модификации других процессов и конструкций для достижения тех же целей и/или достижения тех же преимуществ вариантов реализации изобретения, представленных в данном документе. Специалист в данной области техники должен также понимать, что такие эквивалентные конструкции не отходят от сущности и объема данного изобретения и что можно делать различные изменения, замены и модификации изложенного в данном документе без отхода от сущности и объема данного изобретения.

Claims (49)

1. Способ моделирования потока многофазного флюида, включающий:
задействование датчика многофазного расходомера для определения физической характеристики, относящейся к потоку многофазного флюида, в канале многофазного расходомера;
определение стационарности потока многофазного флюида на основании обнаруженной физической характеристики в фактических условиях, по сравнению с ожидаемым шумом датчика в условиях стационарного потока;
выбор переменной из множества переменных на основании содержания газа в потоке многофазного флюида и обнаруженной стационарности; и
моделирование потока многофазного флюида посредством настройки выбранной переменной.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что датчик представляет собой радиоизотопный датчик, а физической характеристикой является затухание.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что датчик представляет собой датчик перепада давления расходомера Вентури, а физической характеристикой являются данные перепада давления.
4. Способ по п. 1, дополнительно включающий определение ожидаемых шумов.
5. Способ по п. 1, дополнительно включающий определение режима течения потока многофазного флюида на основании содержания газа и обнаруженной стационарности.
6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что определение режима течения включает выбор режима течения из заданного множества возможных режимов течения.
7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что заданное множество возможных режимов течения включает:
пузырьковый режим течения, при котором поток многофазного флюида содержит объемную долю газа (ОДГ), составляющую менее чем около 20%, и размер пузырьков составляет менее чем около 10% диаметра канала;
пробковый режим течения, при котором поток многофазного флюида содержит чередующиеся газовые карманы и жидкостные пробки, попеременно занимающие значительную часть диаметра канала; и
режим течения влажного газа, при котором поток многофазного флюида имеет объемную долю газа (ОДГ), которая составляет по меньшей мере около 85%, и в котором практически отсутствуют жидкостные пробки.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что датчик содержит радиоизотопный источник, предназначенный излучать ядерную энергию через канал до противостоящего радиоизотопного датчика, и при этом в определении физической характеристики, относящейся к потоку многофазного флюида, используются статистические данные, основанные на ядерной энергии, обнаруженной радиоизотопным датчиком.
9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что ядерная энергия, обнаруженная датчиком, включает ядерную энергию, излучаемую радиоизотопным источником на каждом из множества различных энергетических уровней.
10. Способ по п. 1, дополнительно включающий:
определение объема задержки газа (GHU) в потоке многофазного флюида; и
определение содержания газа в потоке многофазного флюида на основании обнаруженного объема задержки газа (GHU).
11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что выбор переменной из множества переменных на основании обнаруженного содержания газа и обнаруженной стационарности включает по меньшей мере одно из:
выбора первой переменной, если обнаруженное содержание газа меньше заданного порогового значения объема задержки газа (GHU);
выбора первой переменной для настройки, если обнаруженное содержание газа больше заданного порогового значения объема задержки газа GHU, и обнаруженный показатель стационарности меньше первого заданного порогового значения показателя стационарности;
выбора второй переменной для настройки, если обнаруженное содержание газа больше заданного порогового значения объема задержки газа GHU, и обнаруженный показатель стационарности больше второго заданного порогового значения показателя стационарности; и
выбора третьей переменной для настройки, если обнаруженное содержание газа больше заданного порогового значения объема задержки газа GHU, и обнаруженный показатель стационарности находится между первым и вторым заданными пороговыми значениями показателя стационарности.
12. Способ по п. 11, дополнительно включающий по меньшей мере одно из:
определения того, что поток многофазного флюида, по существу, стационарен, если обнаруженный показатель стационарности ниже первого заданного порогового значения показателя стационарности;
определения того, что поток многофазного флюида, по существу, не стационарен, если обнаруженный показатель стационарности выше второго заданного показателя стационарности; и
определения того, что поток многофазного флюида находится на стадии перехода между, по существу, стационарным и, по существу, не стационарным состоянием, если обнаруженный показатель стационарности находится между первым и вторым заданными пороговыми значениями показателя стационарности.
13. Способ по п. 11, отличающийся тем, что третья переменная является совокупностью настроек первой и второй переменных.
14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что совокупность настроек первой и второй переменных является совокупностью, пропорциональной разностям между обнаруженным показателем стационарности и первым и вторым заданными пороговыми значениями показателя стационарности.
15. Способ по п. 13, отличающийся тем, что совокупность настроек первой и второй переменных основывается на функции обнаруженного показателя стационарности.
16. Устройство моделирования потока многофазного флюида, содержащее:
многофазный расходомер, содержащий:
канал, содержащий поток многофазного флюида;
радиоизотопный источник; и
радиоизотопный датчик, выполненный с возможностью обнаружения ядерной энергии, излучаемой радиоизотопным источником через канал и поток многофазного флюида; и
электронный инструмент, выполненный с возможностью:
определения режима течения и содержания газа в потоке многофазного флюида на основании ядерной энергии, обнаруженной датчиком, по сравнению с ожидаемым шумом радиоизотопного датчика в условиях стационарного потока;
определения стационарности потока многофазного флюида на основании обнаруженного режима течения;
выбора переменной из множества переменных на основании обнаруженного содержания газа и обнаруженной стационарности; и
моделирования потока многофазного флюида посредством настройки выбранной переменной.
17. Устройство по п. 16, дополнительно содержащее НКТ, пролегающие от зоны добычи ствола скважины, проникающей вглубь подземного пласта, при этом НКТ находятся в гидравлическом сообщении с указанным каналом.
18. Способ моделирования потока многофазного флюида, включающий:
определение того, какую из множества переменных модели потока настраивает электронный инструмент для определения расходов потока по каждой фазе, относящейся к потоку многофазного флюида, внутри канала расходомера;
задействование расходомера для определения режима течения и содержания газа в потоке многофазного флюида внутри канала;
определение показателя стационарности потока многофазного флюида на основании обнаруженного режима течения и обнаруженного содержания газа; и
замену переменной из множества переменных в модели потока, настраиваемой электронным инструментом, для определения расходов потока по каждой из фаз, относящихся к потоку многофазного флюида, на основании обнаруженного содержания газа и обнаруженного показателя стационарности.
19. Способ по п. 18, отличающийся тем, что замена переменной из множества переменных в модели потока, используемой электронным инструментом, включает замену первой переменной на вторую переменную.
20. Способ по п. 18, отличающийся тем, что замена переменной из множества переменных в модели потока, настраиваемой электронным инструментом, включает замену первой переменной модели потока на совокупную настройку первой переменной модели потока и второй переменной модели потока.
RU2016120730A 2013-11-08 2014-11-07 Определение режима течения для адаптации модели потока RU2632249C1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201361902048P 2013-11-08 2013-11-08
US61/902,048 2013-11-08
PCT/US2014/064514 WO2015069995A1 (en) 2013-11-08 2014-11-07 Flow regime recognition for flow model adaptation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2632249C1 true RU2632249C1 (ru) 2017-10-03

Family

ID=53042114

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016120730A RU2632249C1 (ru) 2013-11-08 2014-11-07 Определение режима течения для адаптации модели потока

Country Status (4)

Country Link
US (1) US11226218B2 (ru)
EP (1) EP3066426B1 (ru)
RU (1) RU2632249C1 (ru)
WO (1) WO2015069995A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2789623C1 (ru) * 2022-04-04 2023-02-06 Акционерное общество "РусВэллГруп" Многофазный расходомер

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105849536B (zh) 2013-11-08 2021-07-30 普拉德研究及开发股份有限公司 利用谱去卷积进行谱分析
US10533395B2 (en) * 2016-01-26 2020-01-14 Onesubsea Ip Uk Limited Production assembly with integrated flow meter
EP3655623A1 (en) * 2017-07-19 2020-05-27 Services Pétroliers Schlumberger Slug flow initiation in fluid flow models
US20210389486A1 (en) * 2018-11-29 2021-12-16 Bp Exploration Operating Company Limited DAS Data Processing to Identify Fluid Inflow Locations and Fluid Type
US11162348B2 (en) * 2019-10-17 2021-11-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods to improve fluid flow of a multi-phase mixture, methods to separate fluids of a multi-phase mixture, and multi-phase fluid mixture systems
EP4115153A1 (en) * 2020-03-05 2023-01-11 Micro Motion, Inc. Selecting a measurement correction method
US20220090947A1 (en) * 2020-09-23 2022-03-24 Saudi Arabian Oil Company Wide range multi-phase flow meter

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5148405A (en) * 1990-06-27 1992-09-15 The British Petroleum Company P.L.C. Method for monitoring acoustic emissions
US7617055B2 (en) * 2006-08-28 2009-11-10 Invensys Systems, Inc. Wet gas measurement
US7908930B2 (en) * 2005-09-23 2011-03-22 Schlumberger Technology Corporation Systems and methods for measuring multiphase flow in a hydrocarbon transporting pipeline
US8290721B2 (en) * 1996-03-28 2012-10-16 Rosemount Inc. Flow measurement diagnostics

Family Cites Families (55)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4688198A (en) 1984-12-24 1987-08-18 Schlumberger Technology Corporation Entropy guided deconvolution of seismic signals
FR2616920B1 (fr) 1987-06-19 1989-10-13 Schlumberger Prospection Inversion d'un profil sismique vertical en minimisant une fonction du type entropie
US4857729A (en) 1988-04-22 1989-08-15 Halliburton Logging Services, Inc. Method of radioactive well logging
US5350925A (en) 1988-12-08 1994-09-27 Schlumberger Technology Corporation Methods for determining values for earth formation properties
GB2237303A (en) 1989-10-28 1991-05-01 Services Tech Sedco Forex Method of quantitative analysis of drilling fluid products
GB2237305B (en) 1989-10-28 1993-03-31 Schlumberger Prospection Analysis of drilling solids samples
GB2259766B (en) 1991-09-17 1995-08-23 Schlumberger Services Petrol A method to determine the phase composition of cement
GB2284887B (en) 1993-12-17 1997-12-10 Pumptech Nv Method of analysing drilling fluids
US5550761A (en) * 1994-02-08 1996-08-27 Institut Francais Du Petrole Method for modelling multiphase flows in pipelines
US5804820A (en) 1994-09-16 1998-09-08 Schlumberger Technology Corporation Method for determining density of an earth formation
US5608215A (en) 1994-09-16 1997-03-04 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for determining density of earth formations
US5600073A (en) 1994-11-02 1997-02-04 Foster-Miller, Inc. Method and system for analyzing a two phase flow
BR9708877B1 (pt) 1996-05-02 2009-01-13 processo para medir a composiÇço de um fluido de méltiplas fases.
US5850623A (en) 1997-03-14 1998-12-15 Eastman Chemical Company Method for standardizing raman spectrometers to obtain stable and transferable calibrations
FR2767919B1 (fr) 1997-08-26 1999-10-29 Schlumberger Services Petrol Procede et dispositif de debitmetrie pour effluents petroliers
US6097786A (en) 1998-05-18 2000-08-01 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for measuring multiphase flows
CA2385283A1 (en) 1999-10-04 2001-04-12 Daniel Industries, Inc. Apparatus and method for determining oil well effluent characteristics for inhomogeneous flow conditions
IL154323A0 (en) 2000-08-21 2003-09-17 Target Technologies Ltd V Radioactive emission detector equipped with a position tracking system and utilization thereof with medical systems and in medical procedures
US8565860B2 (en) 2000-08-21 2013-10-22 Biosensors International Group, Ltd. Radioactive emission detector equipped with a position tracking system
GB2367613B (en) 2000-10-05 2002-09-04 Schlumberger Holdings Fluid density monitor
FR2818379B1 (fr) 2000-12-19 2003-03-14 Schlumberger Services Petrol Dispositif et procede pour la caracterisation d'effluents multiphasiques
US6820702B2 (en) * 2002-08-27 2004-11-23 Noble Drilling Services Inc. Automated method and system for recognizing well control events
GB2401766B (en) 2003-03-11 2006-03-15 Symetrica Ltd Improved gamma-ray camera system
US6958604B2 (en) 2003-06-23 2005-10-25 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and methods for J-edit nuclear magnetic resonance measurement
US7508733B2 (en) 2003-11-14 2009-03-24 Schlumberger Technology Corporation High-frequency processing of seismic vibrator data
US7082368B2 (en) 2004-06-04 2006-07-25 Schlumberger Technology Corporation Seismic event correlation and Vp-Vs estimation
AR048373A1 (es) * 2004-07-08 2006-04-26 Spinlock Srl Un dispositivo y un metodo para medir en forma directa y en tiempo real, la proporcion y el caudal de los distintos componentes que conforman un fluido complejo multicomponente , una disposicion de linea de produccion para un fluido complejo multicomponente que utiliza dicho dispositivo y un metodo
JP2008511009A (ja) 2004-08-26 2008-04-10 キャンベラ インダストリーズ インコーポレイテッド 核種同定システム
US7202456B2 (en) 2004-09-29 2007-04-10 Precision Energy Services, Inc. Gain stabilization apparatus and methods for spectral gamma ray measurement systems
EP1828977B1 (en) 2004-11-17 2013-09-11 Koninklijke Philips Electronics N.V. Restoration of the nuclear medicine 2d planar image by iterative constrained deconvolution
GB2425838B (en) 2005-05-03 2007-06-27 Westerngeco Seismic Holdings Source signature deconvolution method
EP1899688B1 (en) 2005-07-07 2010-10-27 Expro Meters, Inc. A system and method for optimizing a gas/liquid separation process
US7512034B2 (en) 2005-09-15 2009-03-31 Schlumberger Technology Corporation Drill noise seismic data acquisition and processing methods
CA2637011C (en) 2006-01-11 2016-06-14 Expro Meters, Inc. An apparatus and method for measuring a parameter of a multiphase flow
US7482578B2 (en) 2006-06-12 2009-01-27 Lonkar Services, Ltd. Gamma radiation spectral logging system and method for processing gamma radiation spectra
US7684540B2 (en) 2006-06-20 2010-03-23 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for fluid phase fraction determination using x-rays
EP1970702A1 (en) 2007-03-05 2008-09-17 Services Pétroliers Schlumberger Detection of an element in a flow
US8259299B2 (en) 2007-06-21 2012-09-04 Rf Science & Technology Inc. Gas scanning and analysis
WO2009036337A2 (en) 2007-09-12 2009-03-19 University Of Florida Research Foundation, Inc. Method and apparatus for spectral deconvolution of detector spectra
WO2009058964A1 (en) 2007-10-30 2009-05-07 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for determining volume fractions in a multiphase flow
US7903782B2 (en) 2007-12-19 2011-03-08 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for fluid phase fraction determination using x-rays optimized for wet gas
US8061186B2 (en) 2008-03-26 2011-11-22 Expro Meters, Inc. System and method for providing a compositional measurement of a mixture having entrained gas
CN101261235B (zh) 2008-05-06 2010-12-08 罗平安 原油中含气率和含水率的双能χ射线测量方法
DE102008059920B4 (de) 2008-12-02 2016-07-14 Krohne Meßtechnik GmbH & Co KG Verfahren zum Betreiben eines Resonanzmeßsystems und diesbezügliches Resonanzmeßsystem
FR2939896B1 (fr) 2008-12-12 2011-05-06 Geoservices Equipements Dispositif d'emission d'un premier faisceau de photons gamma de haute energie et d'un deuxieme faisceau de photons gamma de plus basse energie, ensemble de mesure et procede associe
WO2010133348A2 (en) * 2009-05-20 2010-11-25 Services Petroliers Schlumberger System, method and apparatus for measuring multiphase flow
EP2431716A1 (en) * 2010-06-30 2012-03-21 Services Petroliers Schlumberger A multiphase flowmeter and a correction method for such a multiphase flowmeter
US9217802B2 (en) 2011-04-05 2015-12-22 Schlumberger Technology Corporation Seismic image enhancement
EP2710413B1 (en) 2011-05-17 2016-12-14 Services Pétroliers Schlumberger High throughput pulse height analyzer
WO2013023011A2 (en) 2011-08-10 2013-02-14 Schlumberger Canada Limited Logging in gas shale and other unconventional reservoirs
RU2707621C2 (ru) 2011-08-16 2019-11-28 Гушор Инк. Способ для анализа проб
EP2574919B1 (en) 2011-09-29 2014-05-07 Service Pétroliers Schlumberger Apparatus and method for fluid phase fraction determination using X-rays
US20140110105A1 (en) * 2012-10-23 2014-04-24 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and Methods of Monitoring a Multiphase Fluid
EP2871478B1 (en) 2013-11-08 2020-04-29 Services Petroliers Schlumberger SA Method for analyzing fluid and multiphase flow meter
CN105849536B (zh) 2013-11-08 2021-07-30 普拉德研究及开发股份有限公司 利用谱去卷积进行谱分析

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5148405A (en) * 1990-06-27 1992-09-15 The British Petroleum Company P.L.C. Method for monitoring acoustic emissions
US8290721B2 (en) * 1996-03-28 2012-10-16 Rosemount Inc. Flow measurement diagnostics
US7908930B2 (en) * 2005-09-23 2011-03-22 Schlumberger Technology Corporation Systems and methods for measuring multiphase flow in a hydrocarbon transporting pipeline
US7617055B2 (en) * 2006-08-28 2009-11-10 Invensys Systems, Inc. Wet gas measurement

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2789623C1 (ru) * 2022-04-04 2023-02-06 Акционерное общество "РусВэллГруп" Многофазный расходомер

Also Published As

Publication number Publication date
EP3066426A4 (en) 2017-06-14
EP3066426A1 (en) 2016-09-14
US20160290841A1 (en) 2016-10-06
US11226218B2 (en) 2022-01-18
EP3066426B1 (en) 2022-04-13
WO2015069995A1 (en) 2015-05-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2632249C1 (ru) Определение режима течения для адаптации модели потока
US20230408313A1 (en) Conductivity probe fluid property measurement systems and related methods
US20140136112A1 (en) Predicting performance of gas condensate reservoirs
CA2932231C (en) History matching multi-porosity solutions
Khanal et al. Pressure depletion and drained rock volume near hydraulically fractured parent and child wells
WO2016176596A9 (en) Multiphase flow meters and related methods
RU2019142431A (ru) Компьютерный способ и вычислительная система для прогнозирования расходных характеристик потока в стволе скважины, проникающей в подземный углеводородный пласт
Khoshghadam et al. Numerical study of production mechanisms and gas-oil ratio behavior of liquid-rich shale oil reservoirs
US11414975B2 (en) Quantifying well productivity and near wellbore flow conditions in gas reservoirs
Czarnota et al. Semianalytical horizontal well length optimization under pseudosteady-state conditions
US20180253519A1 (en) Method and apparatus for fast economic analysis of production of fracture-stimulated wells
Zhao et al. INSIM-FPT-3D: A data-driven model for history matching, water-breakthrough prediction and well-connectivity characterization in three-dimensional reservoirs
Ruiz Maraggi et al. A Two-Phase Non-Linear One-Dimensional Flow Model for Reserves Estimation in Tight Oil and Gas Condensate Reservoirs Using Scaling Principles
Pan Revised productivity index equation to improve transient history match for the capacitance resistance model
US20180196897A1 (en) Method And Apparatus For Production Logging Tool (PLT) Results Interpretation
Borges et al. A novel approach for subsurface characterization of coupled fluid flow and geomechanical deformation: the case of slightly compressible flows
Litvak et al. Uncertainty Estimation in Production Predictions Constrained by Production History and Time-Lapse Seismic in a GOM Oil Field
Baiocchi et al. Comparison of pumping at constant head and at a constant rate for determining the sustainable yield of a well
Taghavi et al. The Impact of Autonomous Inflow Control Valve on Improved Oil Recovery in a Thin-Oil-Rim Reservoir
Zhang et al. Comprehensive Production Evaluation for Gas Condensate at Early Exploration Stage by Using Downhole Fluid Analysis DFA and Numerical Simulation: Case Study from China Bohai Bay
Bhargava et al. A case study-determination of accurate liquid level and its applications in CBM wells
US20230194320A1 (en) Virtual flow rate test
Ayeni et al. Estimating Water Production Behavior From Edgewater Drive in a Monocline Reservoir
Li et al. Evaluation of Fracture Stimulation Performance Based on Production Log Interpretation
Semenov et al. Multiphase flow measurements: Vankor experience