RU2754656C1 - Способ и система измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины - Google Patents
Способ и система измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2754656C1 RU2754656C1 RU2020120833A RU2020120833A RU2754656C1 RU 2754656 C1 RU2754656 C1 RU 2754656C1 RU 2020120833 A RU2020120833 A RU 2020120833A RU 2020120833 A RU2020120833 A RU 2020120833A RU 2754656 C1 RU2754656 C1 RU 2754656C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- flow
- multiphase
- fluid
- produced
- multicomponent
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 77
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 36
- 238000012549 training Methods 0.000 claims description 22
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 29
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 10
- 238000010801 machine learning Methods 0.000 description 8
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 4
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 3
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 238000013106 supervised machine learning method Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- BJQHLKABXJIVAM-UHFFFAOYSA-N bis(2-ethylhexyl) phthalate Chemical compound CCCCC(CC)COC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OCC(CC)CCCC BJQHLKABXJIVAM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000013500 data storage Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000001303 quality assessment method Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- 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
- E21B49/087—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters
- E21B49/0875—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters determining specific fluid parameters
-
- 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
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/138—Devices entrained in the flow of well-bore fluid for transmitting data, control or actuation signals
-
- 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
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- 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
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
- E21B47/07—Temperature
-
- 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
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/20—Computer models or simulations, e.g. for reservoirs under production, drill bits
-
- 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
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/22—Fuzzy logic, artificial intelligence, neural networks or the like
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к добыче многофазных и/или многокомпонентных флюидов из нефтегазовых скважин и предназначено для измерения расходов фаз и/или компонент добываемых флюидов. Технический результат, достигаемый при реализации предлагаемого изобретения, заключается в обеспечении возможности проведения непрерывных измерений расходов с высокой точностью, а также возможности проведения метрологических исследований и сохранения обширного набора данных о покомпонентных расходах со скважины, необходимых для эффективного контроля продуктивности скважины и пласта. В соответствии со способом на устье скважины посредством датчиков, установленных на линии потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида, осуществляют непрерывные первичные измерения давления, температуры и по меньшей мере одного дополнительного параметра потока добываемого флюида. Одновременно измеряют значения расходов фаз и/или компонент добываемого флюида посредством эталонного многофазного расходомера, установленного на линии потока добываемого флюида. Устанавливают зависимость между измеренными в процессе первичных измерений давлением, температурой и дополнительными параметрами потока добываемого флюида и значениями расходов фаз и/или компонент добываемого флюида, измеренными посредством эталонного многофазного расходомера. Осуществляют последующие непрерывные измерения давления, температуры и дополнительных параметров потока многофазного и/или многокомпонентного добываемого флюида посредством набора датчиков и определяют значения расходов фаз и/или компонент добываемого флюида на основе установленной зависимости. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 7 ил.
Description
Изобретение относится к добыче многофазных и/или многокомпонентных флюидов из нефтегазовых скважин и предназначено для измерения расходов фаз и/или компонент добываемых флюидов.
Продукция скважины при добыче выходит на поверхность в виде потока многофазной и/или многокомпонентной смеси по трубопроводу. В устье скважины на поверхности требуется определять параметры этого потока для контроля добычи. Данные об объемах добычи каждой компоненты служат для анализа и прогнозирования эксплуатации скважин.
Из уровня техники известен способ контроля продуктивности скважин (патент РФ 2338873), предусматривающий использование расходомеров малой точности, размещенных на выходных трубопроводах контролируемых скважин, образующих куст, и расходомера высокой точности, выход которого подключен к магистральному трубопроводу. Такой подход позволяет переключать расходомер высокой точности между скважинами в случае изменения параметров потока на конкретной скважине и мониторить расходы с каждой скважины. За счет этого достигается существенное удешевление системы мониторинга продуктивности группы скважин. К недостаткам подхода относится невозможность проведения точных непрерывных измерений на каждой скважине в режиме реального времени из-за наличия расходомеров низкой точности и только одного расходомера высокой точности. Также предложенный способ может оказаться достаточно затратным в связи с необходимостью использования высокоточного многофазного расходомера.
В патенте РФ 2513812 описаны система и способ определения расходов в скважинах, снабженных электрическими погружными насосами, соединенными с двумя манометрами: один перед насосами и один после. Расходы могут быть рассчитаны в режиме реального времени при помощи математической модели, которая использует разницу давления на манометрах и значение мощности, потребляемой насосом. Недостатком данной системы является необходимость использования оборудования и систем датчиков (например, манометры насоса), расположенные на значительном удалении друг от друга и к тому же изначально непредназначенным для решения задач метрологии и определения расходов. Это может приводить к низкой точности измерения.
Технический результат, достигаемый при реализации предлагаемого изобретения, заключается в обеспечении возможности проведения непрерывных измерений расходов с высокой точностью, а также возможности проведения метрологических исследований и сохранения обширного набора данных о покомпонентных расходах со скважины, необходимых для эффективного контроля продуктивности скважины и пласта.
Указанный технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, на устье скважины посредством датчиков, установленных на линии потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида, осуществляют непрерывные первичные измерения давления, температуры и по меньшей мере одного дополнительного параметра потока добываемого флюида. Одновременно измеряют значения расходов фаз и/или компонент добываемого флюида посредством эталонного многофазного расходомера, установленного на линии потока добываемого флюида. Устанавливают зависимость между измеренными в процессе первичных измерений давлением, температурой и дополнительными параметрами потока добываемого флюида и значениями расходов фаз и/или компонент добываемого флюида, измеренными посредством эталонного многофазного расходомера. Осуществляют последующие непрерывные измерения давления, температуры и дополнительных параметров потока многофазного и/или многокомпонентного добываемого флюида посредством набора датчиков и определяют значения расходов фаз и/или компонент добываемого флюида на основе установленной зависимости.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения для установления зависимости между измеренными в процессе первичных измерений давлением, температурой и дополнительными параметрами потока и значениями расходов фаз и/или компонент добываемого флюида дополнительно осуществляют изменения параметров потока добываемого флюида в скважине и проводят дополнительные измерения давления, температуры и дополнительных параметров потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида, а также дополнительные измерения значения расходов фаз и/или компонент добываемого флюида посредством эталонного многофазного расходомера.
Система измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, в соответствии с настоящим изобретением содержит набор датчиков, чувствительных к давлению, температуре и по меньшей мере одному дополнительному параметру потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида и установленных на линии потока добываемого флюида на устье скважины. Система также содержит эталонный многофазный расходомер, предназначенный для измерения значений расходов фаз и/или компонент добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида и установленный на линии потока добываемого флюида на устье скважины, а также вычислительный модуль, предназначенный для сбора и обработки результатов измерений и установления зависимости между измеренными давлением, температурой и дополнительными параметрами потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида и значениями расходов фаз и/или компонент добываемого флюида, измеренными посредством эталонного многофазного расходомера.
Система может дополнительно содержать обучающую систему, предназначенную для изменения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 приведена схема предлагаемой системы измерения расходов многофазных и многокомпонентных флюидов; на фиг. 2 показаны результаты измерения объемного расхода (фиг. 2а), давления (фиг. 2б), температуры (фиг. 2в) и дифференциального давления (фиг. 2г) на этапе обучения системы в соответствии с первым примером реализации изобретения; на фиг. 3 показаны результаты измерения объемного расхода (фиг. 3а), давления (фиг. 3б), температуры (фиг. 3в) и дифференциального давления (фиг. 3г) на всех этапах способа в соответствии с первым примером реализации изобретения; на фиг. 4 показаны результаты измерения объемного расхода (фиг. 4а), давления (фиг. 4б), температуры (фиг. 4в), дифференциального давления (фиг. 4 г), плотности смеси (фиг. 4д) и суммарного массового расхода (фиг. 4е) на этапе обучения системы в соответствии со вторым примером реализации изобретения; на фиг. 5 показаны результаты измерения объемного расхода (фиг. 5а), давления (фиг. 5б), температуры (фиг. 5в), дифференциального давления (фиг. 5 г), плотности смеси (фиг. 5д) и суммарного массового расхода (фиг. 5е) на всех этапах способа в соответствии со вторым примером реализации изобретения; на фиг. 6 показаны результаты измерения расхода газа (фиг. 6а), расхода жидкости (фиг. 6б), давления (фиг. 6в), температуры (фиг. 6г), объемного расхода (фиг. 6д) и обводненности (фиг. 6е) на этапе обучения системы в соответствии с третьим примером реализации изобретения; на фиг. 7 показаны результаты измерения расхода газа (фиг. 7а), расхода жидкости (фиг. 7б), давления (фиг. 7в), температуры (фиг. 7г), объемного расхода (фиг. 7д) и обводненности (фиг. 7е) на всех этапах способа в соответствии с третьим примером реализации изобретения.
Сущность изобретения заключается в использовании набора датчиков, чувствительных к определенному набору параметров добываемого из скважины потока многокомпонентного и/или многофазного флюида (общий массовый расход, объемные доли расходов, давление и температура в потоке флюидов, эффективная плотность флюида, эффективная вязкость смеси и т.д.), для измерения этих параметров. Вычислительный модуль отвечает за сбор данных и их обработку с помощью математических моделей и алгоритмов, что позволяет пересчитывать генерируемый в процессе измерений поток данных в значения расходов для каждой из фаз и компонент (нефть, вода, газ). В качестве математических моделей, например, могут быть использованы методы машинного обучения с учителем. Обучение моделей происходит при помощи эталонного многофазного расходомера, который устанавливают вместе с набором датчиков. Расходомер предоставляет точные, непрерывные результаты измерений расходов фаз и/или компонент добываемого потока и выступает в роли «учителя». Используя данные с набора датчиков и данные эталонного расходомера, можно восстановить связь (корреляцию) между расходами фаз и/или компонент и показаниями датчиков. При необходимости дополнительно может быть использовано специальное оборудование - обучающее устройство - для изменения параметров и свойств потока (таких как обводненность (WC), газовый фактор (GVF), и др.), для покрытия более обширного диапазона значений параметров потока. Когда процесс обучения окончен, эталонный расходомер и обучающее устройство можно отключить от системы, а расходы фаз и/или компонент будут вычисляться с использованием только данных, получаемых от набора датчиков. Таким образом, данная система позволяет измерять расходы фаз и компонент с высокой точностью, при этом не используя на постоянной основе точный, но зачастую дорогой эталонный расходомер.
Схема возможной реализации системы измерения расходов многофазных и многокомпонентных флюидов показана на Фиг. 1. Под многофазным потоком понимается поток флюидов с двумя различными термодинамическими фазами - жидкость и газ. Под многокомпонентным потоком понимается поток флюидов с двумя или более химическими компонентами, например, нефть, вода, метан. Измерения осуществляют на устье скважины на поверхности. Как показано на фиг. 1, на линии 1 потока, подключенной к скважине (не показана), установлены набор датчиков 2 и вычислительный модуль 3, предназначенный для сбора и обработки результатов измерений.
На той же линии 1 потока установлены многофазный эталонный расходомер 4 и при необходимости дополнительное обучающее устройство 5.
Поток флюидов, добываемых из скважины, поступает в линию 1 потока. Датчики 2 начинают непрерывные первичные измерения давления, температуры и по меньшей мере одного дополнительного параметра потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида. Одновременно эталонный расходомер 4 измеряет значения расходов фаз и компонент добываемого флюида. Все полученные в процессе измерений данные поступают в вычислительный модуль 3 для их сбора и обработки.
Дополнительными параметрами потока, к изменению которых могут быть чувствительны установленные датчики, являются: эффективная скорость потока флюидов, скорость каждой из компонент и/или фаз, скорость звука в среде потока, эффективная плотность смеси компонент или одной или нескольких фаз, объемный и массовой расход одной или нескольких компонент или фаз, объемная доля одной или нескольких компонент (например, воды) или фаз, вязкости компонент и эффективная вязкость, диэлектрическая проницаемость или проводимость флюидов потока. Набор датчиков 2 подбирают в зависимости от ожидаемых свойств многофазного и/или многокомпонентного потока и количества входящих в него компонент. Например, при установке датчиков на скважине с низким или нулевым содержанием воды в потоке, установка датчиков, чувствительных к диэлектрической проницаемости может не требоваться, при этом в скважинах с высоким содержанием воды в потоке, наличие таких датчиков может значительно улучшить надежность и точность измерения.
Обязательной является установка на линии 1 датчиков, чувствительных к изменению давления и температуры. Дополнительные датчики могут устанавливаться при необходимости улучшения чувствительности или точности измерения. К таким датчикам и устройствам относятся расходомеры (кориолис, электромагнитный, турбинный, вихревой, ультразвуковой); сужающие устройства (трубка вентури, диафрагма); ультразвуковые датчики (по измерению времени прохождения сигнала, скорости звука, допплеровского сдвига датчики), оптические, инфракрасные и рентгеновские датчики, датчики обводненности, включая датчики индуктивности, проводимости, сопротивления, СВЧ, емкости, и т.д., датчики дифференциального давления и температуры, термические датчики.
Основная задача набора датчиков 2, чувствительных к определенным параметрам потока, заключается в обеспечении непрерывной записи разных параметров потока, которые в дальнейшем будут использоваться для расчета расхода каждой из фаз и/или компонент.
Вычислительный модуль 3 для сбора и обработки результатов измерений состоит из процессоров и программного обеспечения, которые предназначены для следующих целей: сбор и хранение данных, фильтрация данных, предобработка данных, расчет потоков, корректировка системы и моделей, автоматизация, и т.д. Используя математические модели и методы машинного обучения с учителем, модуль 3 обеспечивает обучение, то есть установление зависимостей между показаниями набора датчиков 2 и значениями расходов каждой фазы и/или компоненты, получаемыми посредством эталонного расходомера 4. Эталонный расходомер 4 измеряет значения объемного или массового расхода в единицу времени каждой из фаз/ компонент многофазного и/или многокомпонентного потока, например, объемного расхода в терминах м3/день для нефти, воды и газа. Помимо параметров расхода, эталонный расходомер 4 может вычислять дополнительные параметры потока, такие как плотность каждой из компонент, плотность потока флюидов, объемные и массовые доли каждой из фаз и/или, давление и температуру на линии потока. Он используется как эталон при обучении и позволяет установить связь (корреляцию) между показаниями датчиков и расходами. Концептуально, расходомер 4 играет роль «учителя» для всей системы и в методах машинного обучения с учителем в частности. В качестве эталонного расходомера 4 может быть использован любой расходомер (например, Schlumberger Vx meter - описание доступно по адресу www.slb.com/reservoir-characterization/reservoir-testing/surface-testing/surface-multiphase-flowmetering/vx-spectra-surface-multiphase-flowmeter), который способен на непрерывные и точные измерения расходов многокомпонентных и/или многофазных потоков флюидов.
Основная задача на данном этапе способа - это собрать достаточное количество данных, чтобы установить связь между показаниями набора датчиков 2 и значениями расходов, то есть осуществить обучение системы измерения расходов.
На следующем этапе способа осуществляют обучение системы - устанавливают зависимость между измеренными посредством набора датчиков 2 давлением, температурой и по меньшей мере одним дополнительным параметром потока добываемого флюида и значениями расходов фаз и/или компонент добываемого флюида, измеренными посредством эталонного многофазного расходомера 4.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения при необходимости проводят дополнительное обучение (дообучение) системы. Дообучение рекомендуется проводить, когда результаты первичных измерений, которые были использованы для первоначального обучения, значительно отличаются от тех, что наблюдаются в настоящем времени. Например, за счет значительного изменения давления в линии в связи с истощением резервуара с течением времени.
Дополнительное обучение осуществляют путем изменения параметров потока добываемого флюида в процессе дополнительных измерений параметров потока. Для этого используют обучающее устройство 5 для изменения параметров потока (обводненности (WC), газового фактора (GVF) и т.д.). Дополнительные измерения эталонным расходомером 4 и набором датчиков 2 проводят до тех пор, пока математическая модель или модель машинного обучения не обучится до необходимого уровня точности измерения расходов компонент и фаз, или пока этап обучения не превысит заданный временной интервал (к примеру, 2 дня). Например, необходимый уровень точности может задаваться в терминах относительной ошибки (например, 5 процентов) мгновенных или кумулятивных расходов по нефти, жидкости и газу, вычисленной между расходами, полученными с помощью эталонного расходомера и набора датчиков 2 на калибровочных данных.
Роль обучающего устройства 5 заключается в том, чтобы искусственным способом варьировать параметры исследуемого потока, такие как обводненность, газовый фактор, расходы газа, нефти и воды. Например, такое устройство может состоять из дополнительного набора труб, резервуаров, насосов, сепараторов, расходомеров, которые могут закачивать или выкачивать определенный объем жидкости и газа в поток до того, как он измеряется. Данная процедура добавляет адаптивности всей системе, позволяет ей расширить доверительный интервал параметров потока, что позволяет увеличить точность и стабильность измерений при отключении эталонного расходомера после этапа обучения.
Когда процесс обучения окончен и зависимость между показаниями датчиков и расходами установлена, набор датчиков 2 и вычислительный модуль 3 должны самостоятельно вычислять значения расходов фаз и компонентов с достаточной точностью исходя из результатов измерений давления, температуры и по меньшей мере одного дополнительного параметра потока посредством набора датчиков 2. Непрерывный поток данных подвергается постоянной проверке, проводится анализ качества данных, обработка и хранение данных, а также оценка качества математической модели или модели машинного обучения, которая прогнозирует значения расходов, и возможное обнаружение необходимости дополнительной настройки данной модели или даже калибровки всей системы.
На следующем этапе способа эталонный расходомер 4 отключают от линии 1 потока и осуществляют текущие измерения давления, температуры и по меньшей мере одного дополнительного параметра потока посредством набора датчиков 2. Значения расходов фаз и/или компонент потока добываемого флюида определяют на основе установленной зависимости.
Далее приведены примеры реализации изобретения, осуществленные с помощью экспериментального прототипа системы во время проведения контролируемого эксперимента на проливном стенде "Эталон" компания "ОЗНА".
Рассмотрим первый пример реализации изобретения с использованием набора датчиков, содержащего датчик давления (Р), датчик температуры (Т) и датчик дифференциального давления (dP), установленный на сужающем устройстве типа "диафрагма". Набор датчиков и эталонный многофазный расходомер Vx-Spectra подключают к проливному стенду, создающему многофазные и многокомпонентные потоки на линии и имитирующему работу скважины. Этот стенд состоит из набора труб, резервуаров, насосов, расходомеров, сопел, датчиков и позволяет перекачивать многокомпонентные (exxsol, вода, воздух) и многофазные (жидкость, газ) потоки через рабочую линию (в данном случае труба внутреннего диаметра 50 мм) с контролируемыми расходами каждой и компонент или фаз. В рамках контролируемого эксперимента набор датчиков и эталонной расходомер также установлены на линию потока, и подключены к вычислительному модулю для сбора и обработки данных. На первом этапе осуществляют процесс сбора данных с датчиков и расходомера. На Фиг. 2а показаны результаты измерения объемного расхода нефти эталонным расходомером, на Фиг. 2б - результаты измерения давления, на Фиг. 2в - результаты измерения температуры, на Фиг. 2 г - результаты измерения дифференциального давления. Цель данного этапа - собрать данные и установить связь между расходами и значениями датчиков давления, температуры и дифференциального давления (Q=f(P, T, dP)).
После того как данные были получены и процесс установления зависимости между расходами и значениями датчиков был завершен, эталонный расходомер отключают от системы. Остается лишь набор датчиков, продолжающий получать текущие данные с датчиков давления, температуры и дифференциального давления, а также вычислительный модуль, включающий модель, откалиброванную с помощью методов машинного обучения, которая по этим данным рассчитывает потоки. Данные, приведенные на Фиг. 3а - Фиг. 3г, повторяют данные с Фиг. 2а - Фиг.2 г вплоть до вертикальной линии - это момент, когда эталонный отключают от системы. Далее датчики давления (Фиг. 3б), температуры (Фиг. 3в) и дифференциального давления (Фиг. 3г) продолжают считывать данные, однако объемный расход нефти теперь не считывается, а прогнозируется моделью машинного обучения (Фиг. 3а). На Фиг. 3а эти предсказания показаны пунктирной линией.
Рассмотрим другой пример, где набор датчиков содержит датчик давления, датчик температуры, датчик дифференциального давления и Кориолисовый расходомер массового расхода, который фиксирует плотность потока флюидов и суммарный массовый расход через линию. На первом этапе сбора данных осуществляют измерения объемного расхода нефти посредством эталонного расходомера (Фиг. 4а), измерения давления (Фиг. 4б), измерения температуры (Фиг. 4в), измерения дифференциального давления (Фиг. 4г), измерения плотности потока флюидов посредством Кориолисового массового расходомера (Фиг. 4д) и измерения суммарного массового расхода посредством того же расходомера (Фиг. 4е).
На втором этапе эталонный расходомер отключают от системы. Остается лишь набор датчиков, которые продолжают считывать данные с датчика давления (Фиг. 5б), температуры (Фиг. 5в), дифференциального давления (Фиг. 5г) и кориолиса (Фиг. 5д, Фиг. 5е). По этим данным модель машинного обучения прогнозирует объемный расход нефти (Фиг. 5а). На Фиг. 5а - Фиг. 5е изображены данные с первого и второго этапа, которые разделены вертикальной чертой, а прогнозируемые значения объемного расхода нефти изображены пунктирной линией.
Рассмотрим пример многокомпонентного потока, когда в скважине присутствует и газ, и жидкость. Также продемонстрируем работу обучающего устройства, которое обеспечивает изменение параметров потока, чтобы расширить диапазон наблюдаемых величин. В роли обучающего устройства будем рассматривать набор труб, насосов, емкостей, датчиков, позволяющих осуществлять контроль над покомпонентными расходами на линии, и в рамках проведенного эксперимента, являющимися составной частью проливного стенда.
В данном случае набор датчиков содержит датчик давления, датчик температуры, турбинный расходомер, который измеряет объемный расход (Qv), и датчик обводненности, который измеряет долю воды в жидкой фазе (WC). В данном примере эталонный расходомер фиксирует расход газа и расход жидкости, эти же величины будут прогнозироваться, когда эталонный расходомер будет отключен от системы. В этом примере используют обучающее устройство, которое изменяет параметры потока следующим образом: добавляет в систему газ и убирает из системы жидкость, в связи с чем в системе изменяется и давление, и температура, и обводненность и сумарный объемный расход. Такой подход варьирования параметров соответствует возможному варианту развития скважины: когда за счет снижения забойного давления, давление на линии также падает со временем, что приводит к увеличению объемной доли газа и уменьшению доли нефти. При использовании обучающего устройства процесс обучения математической модели или модели машинного обучения можно разделить на две части: обучение без использования обучающего устройство и обучение с использованием обучающего устройства. На Фиг. 6 эти этапы разделены вертикальной чертой. По данным датчика температуры Т (°С) и обводненности WC (%) видно, что обучающее устройство сильно изменяет диапазон наблюдаемых значений. Для датчика обводненности, к примеру, значения находятся в диапазоне от 60% до 70%, однако обучающее устройство позволяет получить значения вплоть до 95%. Таким образом, обогащаются данные для правильного построения модели машинного обучения, которая сможет прогнозировать расходы точнее и на более длительном интервале времени. Этап прогнозирования остается неизменным: обучающее устройство и эталонный расходомер отключают от системы и продолжают считывать данные с датчиков давления, температуры, турбинного расходомера и датчика обводненности. По этим данным уже обученная модель машинного обучения (или математическая модель) способна рассчитать как расход газа, так и расход жидкости. На Фиг. 7 - первые два этапа повторяют процесс обучения, который продемонстрирован на Фиг. 6, а третий этап - это этап прогнозирования, где расход газа и нефти обозначаются пунктирной линией.
Claims (11)
1. Способ измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, в соответствии с которым:
- на устье скважины посредством датчиков, установленных на линии потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида, осуществляют непрерывные первичные измерения давления, температуры и по меньшей мере одного дополнительного параметра потока добываемого флюида;
- одновременно измеряют значения расходов фаз и/или компонент добываемого флюида посредством эталонного многофазного расходомера, установленного на линии потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида;
- устанавливают зависимость между измеренными в процессе первичных измерений давлением, температурой и дополнительными параметрами потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида и значениями расходов фаз и/или компонент добываемого флюида, измеренными посредством эталонного многофазного расходомера;
- осуществляют последующие непрерывные измерения давления, температуры и дополнительных параметров потока многофазного и/или многокомпонентного добываемого флюида посредством набора датчиков и определяют значения расходов фаз и/или компонент добываемого флюида на основе установленной зависимости.
2. Способ измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, по п. 1, в соответствии с которым для установления зависимости между измеренными в процессе первичных измерений давлением, температурой и дополнительными параметрами потока и значениями расходов фаз и/или компонент добываемого флюида дополнительно осуществляют изменения параметров потока добываемого флюида в скважине и проводят дополнительные измерения давления, температуры и дополнительных параметров потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида, а также дополнительные измерения значения расходов фаз и/или компонент добываемого флюида посредством эталонного многофазного расходомера.
3. Система измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, содержащая:
- набор датчиков, чувствительных к давлению, температуре и по меньшей мере одному дополнительному параметру потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида и установленных на линии потока добываемого флюида на устье скважины;
- эталонный многофазный расходомер, предназначенный для измерения значений расходов фаз и/или компонент добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида и установленный на линии потока добываемого флюида на устье скважины;
- вычислительный модуль, предназначенный для сбора и обработки результатов измерений и установления зависимости между измеренными давлением, температурой и дополнительными параметрами потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида и значениями расходов фаз и/или компонент добываемого флюида, измеренными посредством эталонного многофазного расходомера.
4. Система измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины по п. 1, дополнительно содержащая обучающую систему, предназначенную для изменения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида.
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020120833A RU2754656C1 (ru) | 2020-04-30 | 2020-04-30 | Способ и система измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины |
| US17/243,630 US11808149B2 (en) | 2020-04-30 | 2021-04-29 | Method and system for determining the flow rates of multiphase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well |
| US18/471,320 US20240011395A1 (en) | 2020-04-30 | 2023-09-21 | Method and system for determining the flow rates of multiphase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020120833A RU2754656C1 (ru) | 2020-04-30 | 2020-04-30 | Способ и система измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2754656C1 true RU2754656C1 (ru) | 2021-09-06 |
Family
ID=77670004
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020120833A RU2754656C1 (ru) | 2020-04-30 | 2020-04-30 | Способ и система измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US11808149B2 (ru) |
| RU (1) | RU2754656C1 (ru) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP4115154A1 (en) * | 2020-03-05 | 2023-01-11 | Micro Motion, Inc. | Flow meter coupling system |
| US20230104543A1 (en) * | 2021-10-01 | 2023-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Machine learning based electric submersible pump failure prediction based on data capture at multiple window lengths to detect slow and fast changing behavior |
| US20230250717A1 (en) * | 2022-02-09 | 2023-08-10 | Saudi Arabian Oil Company | Auto-correction for water cut measurements from multi-phase flowmeter in undersaturated oil wells |
| US11970934B2 (en) * | 2022-06-03 | 2024-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Memory tool for a retrievable flow meter device |
| TWI829523B (zh) * | 2023-02-03 | 2024-01-11 | 國立中央大學 | 測量物性的方法 |
| CN117569803B (zh) * | 2024-01-19 | 2024-03-26 | 四川速聚智联科技有限公司 | 天然气井自动投放药剂排水的预测方法及系统 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4429581A (en) * | 1981-05-26 | 1984-02-07 | Baker Cac, Inc. | Multiphase flow measurement system |
| US4773257A (en) * | 1985-06-24 | 1988-09-27 | Chevron Research Company | Method and apparatus for testing the outflow from hydrocarbon wells on site |
| US5029482A (en) * | 1989-02-03 | 1991-07-09 | Chevron Research Company | Gas/liquid flow measurement using coriolis-based flow meters |
| US6810719B2 (en) * | 1999-10-28 | 2004-11-02 | Micro Motion, Inc. | Multiphase flow measurement system |
| RU2604101C1 (ru) * | 2015-10-20 | 2016-12-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ контроля процесса обводнения газовых скважин |
| RU2701268C1 (ru) * | 2018-06-15 | 2019-09-25 | Анастасия Александровна Самбурова | Способ измерения дебита нефтяных скважин |
Family Cites Families (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2190096C2 (ru) | 2000-12-14 | 2002-09-27 | ОАО "Нефтемаш" | Установка для определения дебита продукции скважин |
| RU59715U1 (ru) | 2006-08-23 | 2006-12-27 | Рафаиль Кимович Шарипов | Измеритель продукции скважины по нефти, газу и воде |
| RU2338873C2 (ru) | 2006-11-07 | 2008-11-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система определения продуктивности куста скважин |
| RU2338874C2 (ru) | 2006-11-28 | 2008-11-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система определения продуктивности группы скважин с использованием одного расходомера |
| RU2344288C2 (ru) | 2006-12-07 | 2009-01-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ определения продуктивности группы скважин |
| RU76070U1 (ru) | 2008-03-17 | 2008-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Корпорация Уралтехнострой" (ООО Корпорация Уралтехнострой") | Устройство для измерения продукции нефтяных скважин |
| BR112012009089B1 (pt) | 2009-10-21 | 2021-11-03 | Prad Research And Development Limited | Método para determinar um fluxo através de uma bomba elétrica submersível (esp), sistema para monitorar o fluxo de líquido em um poço e meio legível por computador não transitório |
| RU114338U1 (ru) | 2011-10-31 | 2012-03-20 | Закрытое Акционерное Общество "Аргоси" | Устройство для измерения продукции нефтедобывающих скважин |
| US9347310B2 (en) | 2012-09-20 | 2016-05-24 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Multiphase flowmeter for subsea applications |
| RU2532489C1 (ru) * | 2013-06-11 | 2014-11-10 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | Способ калибровки мультифазных расходомеров в рабочих условиях |
| US9785731B1 (en) * | 2013-08-26 | 2017-10-10 | DataInfoCom USA, Inc. | Prescriptive reservoir asset management |
| DE102014210545A1 (de) * | 2014-06-04 | 2015-12-17 | Robert Bosch Gmbh | Verfahren zum Kalibrieren von Durchflussmessern für fluide Medien |
| US11053790B2 (en) * | 2015-01-13 | 2021-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic downhole leak classification and quantification |
| US9963956B2 (en) | 2015-07-07 | 2018-05-08 | Schlumberger Technology Corporation | Modular mobile flow meter system |
| WO2017011301A1 (en) * | 2015-07-10 | 2017-01-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Production surveillance and optimization employing data obtained from surface mounted sensors |
| WO2017106513A1 (en) * | 2015-12-18 | 2017-06-22 | Baker Hughes Incorporated | Integrated modeling and simulation of formation and well performance |
| SG11201805599XA (en) | 2016-01-13 | 2018-07-30 | Micro Motion Inc | Multi-phase coriolis measurement device and method |
| US10422220B2 (en) * | 2016-05-03 | 2019-09-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method and systems for analysis of hydraulically-fractured reservoirs |
| CN105841753B (zh) * | 2016-05-26 | 2019-01-15 | 中国水利水电科学研究院 | 一种渠道流量的获取方法 |
| RU2655866C1 (ru) | 2017-07-31 | 2018-05-29 | Общество с ограниченной ответственностью "ПЛКГРУП" | Установка для измерения дебита продукции газоконденсатных скважин |
| US10941645B2 (en) * | 2018-01-03 | 2021-03-09 | Saudi Arabian Oil Company | Real-time monitoring of hydrocarbon productions |
-
2020
- 2020-04-30 RU RU2020120833A patent/RU2754656C1/ru active
-
2021
- 2021-04-29 US US17/243,630 patent/US11808149B2/en active Active
-
2023
- 2023-09-21 US US18/471,320 patent/US20240011395A1/en active Pending
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4429581A (en) * | 1981-05-26 | 1984-02-07 | Baker Cac, Inc. | Multiphase flow measurement system |
| US4773257A (en) * | 1985-06-24 | 1988-09-27 | Chevron Research Company | Method and apparatus for testing the outflow from hydrocarbon wells on site |
| US5029482A (en) * | 1989-02-03 | 1991-07-09 | Chevron Research Company | Gas/liquid flow measurement using coriolis-based flow meters |
| US6810719B2 (en) * | 1999-10-28 | 2004-11-02 | Micro Motion, Inc. | Multiphase flow measurement system |
| RU2604101C1 (ru) * | 2015-10-20 | 2016-12-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ контроля процесса обводнения газовых скважин |
| RU2701268C1 (ru) * | 2018-06-15 | 2019-09-25 | Анастасия Александровна Самбурова | Способ измерения дебита нефтяных скважин |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20240011395A1 (en) | 2024-01-11 |
| US20210340869A1 (en) | 2021-11-04 |
| US11808149B2 (en) | 2023-11-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2754656C1 (ru) | Способ и система измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины | |
| US7654151B2 (en) | Method and apparatus for measuring multi-streams and multi-phase flow | |
| AU2013405149B2 (en) | Coriolis direct wellhead measurement devices and methods | |
| DK1893952T3 (en) | Method and apparatus for measuring non-homogeneous flow phase velocities. | |
| WO2010129603A2 (en) | Multi-phase fluid measurement apparatus and method | |
| US11280141B2 (en) | Virtual multiphase flowmeter system | |
| US20220034697A1 (en) | Wet gas flow rate metering method based on a coriolis mass flowmeter and device thereof | |
| EP3426886B1 (en) | Determining flow rates of multiphase fluids | |
| Koshoeva et al. | Arduino-based automated system for determining water flow consumption in open flow | |
| US11536598B2 (en) | Time-accurate CFD enhanced interpretation of strain-based flow measurement | |
| EP4107492A1 (en) | Coriolis meter apparatus and methods for the characterization of multiphase fluids | |
| RU2754408C1 (ru) | Распределенная система и способ измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовых скважин | |
| RU69147U1 (ru) | Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин | |
| RU2636139C2 (ru) | Расходомер переменного уровня | |
| KR20240028286A (ko) | 마찰 손실 기반 차압식 유량 측정 방법, 장치 및 파라미터 학습 방법 | |
| WO2019241980A1 (en) | Method and apparatus for early detection of kicks | |
| RU161952U1 (ru) | Измерительная установка | |
| RU132837U1 (ru) | Установка для определения параметров продукции, добываемой из нефтяных скважин | |
| Kahatabeh et al. | IoT Sensor Integration and Calibration for Open Channel Flow Measurement | |
| Wrobel et al. | Soft-sensing, non-intrusive multiphase flow meter | |
| CN116412866A (zh) | 一种气液两相流测量系统及测量方法 | |
| BRPI1002658A2 (pt) | sistema para medição de vazão de escoamento bifásico gás-lìquido e método relacionado | |
| UA25669U (en) | Device for fast testing of natural gas | |
| GB2482138A (en) | Sewage flow metering |