RU2816938C2 - Method and device for quantitative downhole monitoring of multiphase flow - Google Patents
Method and device for quantitative downhole monitoring of multiphase flow Download PDFInfo
- Publication number
- RU2816938C2 RU2816938C2 RU2021136370A RU2021136370A RU2816938C2 RU 2816938 C2 RU2816938 C2 RU 2816938C2 RU 2021136370 A RU2021136370 A RU 2021136370A RU 2021136370 A RU2021136370 A RU 2021136370A RU 2816938 C2 RU2816938 C2 RU 2816938C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- flow
- indicator
- chamber
- phase
- outlet
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 132
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 45
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 51
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims abstract description 43
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 claims abstract description 29
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 197
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 138
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 claims description 105
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 29
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 28
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 22
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 19
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 17
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 12
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 12
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 12
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 6
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 claims description 6
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 4
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000002386 leaching Methods 0.000 claims description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 14
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 231
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 64
- 239000000463 material Substances 0.000 description 39
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 30
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 26
- 238000013461 design Methods 0.000 description 17
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 14
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 11
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 10
- 230000006870 function Effects 0.000 description 9
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 9
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 8
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 8
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 7
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 5
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 5
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 5
- -1 polyethylene Polymers 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- QIROQPWSJUXOJC-UHFFFAOYSA-N 1,1,2,2,3,3,4,4,5,5,6-undecafluoro-6-(trifluoromethyl)cyclohexane Chemical compound FC(F)(F)C1(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C1(F)F QIROQPWSJUXOJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BCNXQFASJTYKDJ-UHFFFAOYSA-N 1,1,2,2,3,3,4,4,5-nonafluoro-5-(trifluoromethyl)cyclopentane Chemical compound FC(F)(F)C1(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C1(F)F BCNXQFASJTYKDJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 4
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 4
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- KAVGMUDTWQVPDF-UHFFFAOYSA-N perflubutane Chemical compound FC(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)F KAVGMUDTWQVPDF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229950003332 perflubutane Drugs 0.000 description 4
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 3
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 3
- 229920001774 Perfluoroether Polymers 0.000 description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 2
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 2
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005206 flow analysis Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 2
- UJMWVICAENGCRF-UHFFFAOYSA-N oxygen difluoride Chemical class FOF UJMWVICAENGCRF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920003229 poly(methyl methacrylate) Polymers 0.000 description 2
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 2
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 2
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 229920002319 Poly(methyl acrylate) Polymers 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000011002 quantification Methods 0.000 description 1
- 238000005204 segregation Methods 0.000 description 1
- 238000012882 sequential analysis Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000002798 spectrophotometry method Methods 0.000 description 1
- 238000011064 split stream procedure Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к мониторингу потока из добывающей скважины и в частности к устройству и способам измерения общей производительности в скважине по двум отдельным фазам. Аспекты изобретения включают измерение общей производительности для нефтяной и водной фаз, газовой и водной фаз или нефтяной и газовой фаз.The present invention relates to monitoring flow from a production well and, in particular, to apparatus and methods for measuring overall production in a well in two separate phases. Aspects of the invention include measuring total productivity for oil and water phases, gas and water phases, or oil and gas phases.
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯPREREQUISITES FOR CREATION OF THE INVENTION
Постоянные индикаторы, помещенные в добывающих скважинах, зарекомендовали себя для оценки того, «какие потоки, где и сколько», то есть какие текучие среды протекают в каких частях скважины и с какими расходами. Традиционно, разные индикаторы размещаются в разных зонах притока к эксплуатационному оборудованию, установленному в скважине.Permanent indicators placed in production wells have proven to be useful in assessing “what flows where and how much,” that is, which fluids are flowing in which parts of the well and at what rates. Traditionally, different indicators are placed in different inflow zones to the production equipment installed in the well.
Способы мониторинга расхода текучей среды в скважине известны, включая количественную оценку на основе переходного потока, когда отдельные индикаторы размещают в разных зонах притока в скважине. Скважина приостанавливается на время, чтобы обеспечить возможность индикаторам с высокой концентрацией накапливаться в отдельных зонах притока, а затем скважина перезапускается, чтобы вывести индикаторы на поверхность. Для получения качественных и количественных данных эксплуатационных характеристик используются отбор проб и анализ концентрации различных индикаторов.Methods for monitoring fluid flow in a well are known, including transient flow-based quantification where individual indicators are placed at different flow zones in the well. The well is shut down for a period of time to allow high concentration tracers to accumulate in selected inflow zones, and then the well is restarted to bring the tracers to the surface. Sampling and concentration analysis of various indicators are used to obtain qualitative and quantitative performance data.
В документе ЕР 2633152 раскрыт способ оценки профиля притока скважинных текучих сред (нефти, газа или воды) в нефтяную скважину с местами притока в добываемый поток. Способ включает размещение индикаторных источников с индикаторными материалами на уровнях скважины и создание переходного процесса в рабочем дебите всего добываемого потока путем закрытия скважины. Способ включает отбор и анализ проб и на основе указанных концентраций, и последовательность отбора проб, а также геометрию скважины, расчет объемов притока по моделям потока.EP 2633152 discloses a method for estimating the influx profile of well fluids (oil, gas or water) into an oil well with inflow locations into the production stream. The method includes placing indicator sources with indicator materials at well levels and creating a transition process in the working flow rate of the entire produced flow by closing the well. The method includes sampling and analysis based on the specified concentrations, and the sequence of sampling, as well as the geometry of the well, calculating inflow volumes using flow models.
Однако эти способы ограничивают количество возможностей для получения данных индикаторов, поскольку остановка скважины - сложная и очень дорогостоящая операция, требующая тщательного планирования проекта и приводящая к потере доходов из-за перерыва в добыче.However, these methods limit the number of possibilities for obtaining these indicators, since shutting down a well is a complex and very expensive operation that requires careful project planning and leads to loss of revenue due to interruption in production.
Системы инжекции индикаторов для скважинного использования описаны в US 6840316 В2 и WO 2016/137328 А1. Индикатор обычно закачивается в основной путь потока скважины. Однако в WO 2016/137328 А1 описана система выпуска индикатора с отводящей камерой и с ограничителем потока.Tracer injection systems for downhole use are described in US 6840316 B2 and WO 2016/137328 A1. The tracer is usually pumped into the main flow path of the well. However, WO 2016/137328 A1 describes an indicator release system with an outlet chamber and a flow restrictor.
Общей проблемой известных способов инжекции индикаторов является то, что закачиваемые индикаторы добавляются к добываемому потоку, и имеется ограниченный контроль того, подвергаются ли индикаторы воздействию целевой текучей среды или нет.Это представляет собой неопределенность в предварительном анализе в устье скважины.A common problem with known tracer injection methods is that the injected tracers are added to the production stream and there is limited control over whether the tracers are exposed to the target fluid or not. This represents uncertainty in the pre-test at the wellhead.
Из-за сложности многофазного потока не существует способов на основе индикаторов для точного измерения зональных расходов различных фаз. Некоторые проблемы в многофазных условиях связаны с тем фактом, что присутствие воды не пропорционально добыче из-за разницы в проскальзывании и гравитации.Due to the complexity of multiphase flow, there are no tracer-based methods to accurately measure the zonal flow rates of different phases. Some problems in multiphase conditions arise from the fact that the presence of water is not proportional to production due to differences in slip and gravity.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION
Целью одного из аспектов настоящего изобретения является создание способа и устройства для количественного внутрискважинного наблюдения за многофазным потоком в нефтяной скважине.An object of one aspect of the present invention is to provide a method and apparatus for quantitative downhole monitoring of multiphase flow in an oil well.
Еще одной целью настоящего изобретения является создание устройства с отводящей камерой, способного улучшать количественное многофазное внутрискважинное наблюдение за нефтью путем измерения добываемого потока каждой фазы в многофазном потоке.It is yet another object of the present invention to provide a diverter chamber device capable of improving quantitative multiphase downhole oil monitoring by measuring the produced flow of each phase in the multiphase flow.
Дальнейшие цели и задачи изобретения станут очевидными из последующего описания.Further objects and objects of the invention will become apparent from the following description.
В соответствии с первым аспектом изобретения, предложен способ количественного внутрискважинного наблюдения за многофазным потоком, содержащим по меньшей мере две фазы любого из нефти, воды или газа, в нефтяной скважине, причем способ включает:According to a first aspect of the invention, there is provided a method for quantitative downhole monitoring of a multiphase flow comprising at least two phases of any of oil, water or gas in an oil well, the method comprising:
установку по меньшей мере одной отводящей камеры, содержащей:installation of at least one outlet chamber containing:
секцию разделения фаз в потоке,phase separation section in the flow,
индикаторную камеру,indicator camera,
одно или несколько выпускных отверстий,one or more outlets,
по меньшей мере один ограничитель потока,at least one flow limiter,
систему выпуска индикатора с одним или несколькими индикаторами,indicator release system with one or more indicators,
разделение отведенного потока в отводящей камере на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности,dividing the diverted flow in the diverting chamber into a low-density flow phase and a high-density flow phase,
выпуск по меньшей мере одного индикатора в индикаторную камеру,releasing at least one indicator into the indicator chamber,
пропускание разделенных фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности через каждый ограничитель потока,passing separated low-density flow phase and high-density flow phase through each flow restrictor,
вымывание фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности с индикатором из отводящей камеры через выпускные отверстия в локальный поток внутри скважины,washing out the low-density flow phase and the high-density flow phase with an indicator from the outlet chamber through the outlets into the local flow inside the well,
проведение мониторинга индикатора в добываемом потоке в точке обнаружения ниже по потоку от выпускных отверстий.monitoring the tracer in the production stream at a detection point downstream of the outlets.
Способ может включать измерение концентрации одного или нескольких индикаторов в отслеживаемом потоке.The method may include measuring the concentration of one or more indicators in the monitored stream.
Установка по меньшей мере одной отводящей камеры, способной выпускать или вымывать индикатор в добываемый поток, может создать переходный процесс индикатора. Молекулы индикатора распространяются вниз по потоку с добываемым потоком в виде индикаторного облака, порции или заряда, которые могут быть обнаружены ниже по потоку от устройства и/или в устье скважины как сигнал ответа индикатора или пик в точке обнаружения ниже по потоку.Installation of at least one outlet chamber capable of releasing or flushing tracer into the production stream may create an tracer transient. The tracer molecules travel downstream with the production stream as a tracer cloud, slug or charge, which can be detected downstream of the device and/or at the wellhead as a tracer response signal or peak at the downstream detection point.
Переходные процессы индикатора вызываются полем скоростей в скважине. Прибытие на поверхность первых различных индикаторов или полный переходный процесс различных индикаторов можно использовать для оценки поля скоростей в скважине. По полю скоростей можно рассчитать профиль притока.The transient processes of the indicator are caused by the velocity field in the well. The arrival at the surface of the first different tracers or the complete transient process of the various tracers can be used to estimate the velocity field in the well. Using the velocity field, the inflow profile can be calculated.
Способ может включать вымывание фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности с индикатором в виде индикаторного облака.The method may include washing out a low density flow phase and a high density flow phase with a cloud indicator.
Способ может применяться в конструкции скважины, по существу, горизонтальной, наклонной и/или слегка наклонной. Способ может применяться для одной или нескольких положений в скважине. Он может применяться для еще одного положения индикаторного источника. Внутри скважины может быть один или несколько локальных многофазных потоков.The method can be applied to a well design that is substantially horizontal, inclined and/or slightly inclined. The method can be applied to one or more positions in the well. It can be used for one more position of the indicator source. There may be one or more local multiphase flows inside the well.
Способ может включать введение части отведенного потока в локально расположенную отводящую камеру. Способ может включать направление части локального потока в отводящую камеру.The method may include introducing a portion of the diverted flow into a locally located diverter chamber. The method may include directing a portion of the local flow to a discharge chamber.
Способ может включать разделение отведенного потока на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности в секции разделения фаз потока перед подачей его в камеру задержки или в по меньшей мере один ограничитель потока.The method may include separating the diverted stream into a low-density stream phase and a high-density stream phase in a stream-phase separation section before introducing it into a delay chamber or at least one flow restrictor.
Способ может включать разделение отведенного потока на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности в секции разделения фаз потока перед добавлением индикатора.The method may include dividing the diverted stream into a low-density stream phase and a high-density stream phase in a flow phase separation section before adding the indicator.
Способ может включать добавление индикатора перед разделением отведенного потока на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности в секции разделения фаз потока.The method may include adding an indicator before separating the diverted stream into a low-density stream phase and a high-density stream phase in a flow phase separating section.
Способ может включать разделение отведенного потока на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности в секции разделения фаз потока перед выпуском индикатора или воздействием потоком на индикатор.The method may include dividing the diverted stream into a low-density stream phase and a high-density stream phase in a flow phase separation section before releasing the indicator or exposing the indicator to the flow.
Способ может включать выпуск по меньшей мере одного индикатора в отведенный поток или воздействие на поток индикатором перед разделением отведенного потока на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности в секции разделения фаз потока.The method may include releasing at least one tracer into the diverted stream or exposing the stream to the tracer before separating the diverted stream into a low density stream phase and a high density stream phase in a stream phase separation section.
Ограничители потока могут быть предназначены для конкретной текучей среды и/или фазы. Индикаторная камера может иметь заданный объем. Указанная по меньшей мере одна отводящая камера может быть выполнена с возможностью использования для одного или нескольких положений индикаторного источника в скважине.Flow restrictors can be designed for a specific fluid and/or phase. The indicator chamber can have a specified volume. The at least one outlet chamber may be configured to be used for one or more positions of the indicator source in the well.
Указанная по меньшей мере одна отводящая камера может содержать первый ограничитель потока для фазы потока низкой плотности и второй ограничитель потока для фазы потока высокой плотности. Фаза потока низкой плотности может представлять собой углеводородную фазу. Фаза потока высокой плотности может представлять собой водную фазу. В некоторых случаях фаза потока низкой плотности может представлять собой водную фазу. Фаза потока высокой плотности может представлять собой углеводородную фазу, такую как тяжелая нефть.The at least one outlet chamber may comprise a first flow restrictor for the low density flow phase and a second flow restrictor for the high density flow phase. The low density stream phase may be a hydrocarbon phase. The high density flow phase may be an aqueous phase. In some cases, the low density flow phase may be an aqueous phase. The high density flow phase may be a hydrocarbon phase such as heavy oil.
Указанная по меньшей мере одна отводящая камера может содержать одно или несколько впускных отверстий. Отведенный поток может быть разделен на фазу низкой плотности и фазу высокой плотности после того, как отведенный поток вошел во впускные отверстия. Указанное одно или несколько впускных отверстий могут быть расположены выше по потоку от одного или нескольких выпускных отверстий.Said at least one outlet chamber may comprise one or more inlet openings. The diverted stream may be divided into a low density phase and a high density phase after the diverted stream has entered the inlets. The one or more inlet openings may be located upstream of the one or more outlet openings.
Способ может включать перемещение и/или совмещение указанного по меньшей мере одного ограничителя потока с разделенной фазой потока низкой плотности и/или фазой потока высокой плотности. Способ может включать установку положения указанного по меньшей мере одного ограничителя потока, чтобы обеспечить разделенной фазе потока низкой плотности и/или фазе потока высокой плотности возможность проходить через указанный по меньшей мере один ограничитель потока.The method may include moving and/or aligning said at least one flow restrictor with a separated low density flow phase and/or a high density flow phase. The method may include setting the position of the at least one flow restrictor to allow the separated low density flow phase and/or the high density flow phase to pass through the at least one flow limiter.
Указанный по меньшей мере один ограничитель потока может представлять собой ограничитель для фазы потока низкой плотности. Указанный по меньшей мере один ограничитель потока может представлять собой ограничитель для фазы потока высокой плотности. Отводящая камера может содержать первый ограничитель потока для фазы потока низкой плотности и второй ограничитель потока для фазы потока высокой плотности. Способ может включать установку положения указанного по меньшей мере одного ограничителя потока и пропускание разделенной фазы потока низкой плотности через совмещенный ограничитель для фазы потока низкой плотности. Способ может включать установку положения указанного по меньшей мере одного ограничителя потока и пропускание разделенной фазы потока высокой плотности через совмещенный ограничитель для фазы потока высокой плотности.The at least one flow restrictor may be a low density flow restrictor. The at least one flow restrictor may be a high-density flow restrictor. The outlet chamber may include a first flow restrictor for the low density flow phase and a second flow restrictor for the high density flow phase. The method may include setting the position of the at least one flow restrictor and passing the separated phase of the low density flow through the combined restrictor for the low density flow phase. The method may include setting the position of the at least one flow restrictor and passing the separated phase of the high density flow through the combined restrictor for the high density flow phase.
Система выпуска индикатора может быть приведена в действие для выпуска указанного по меньшей мере одного индикатора в камеру с образованием индикаторного облака или нескольких отдельных облаков в одной камере. Индикаторное облако может иметь концентрацию индикаторов выше, чем фоновые концентрации индикаторов.The indicator release system may be actuated to release the at least one indicator into the chamber to form an indicator cloud or multiple individual clouds in one chamber. The indicator cloud may have tracer concentrations higher than the background tracer concentrations.
Указанная по меньшей мере одна отводящая камера может содержать по меньшей мере один клапан, выполненный с возможностью выборочного управления потоком текучей среды через указанное одно или несколько выпускных отверстий. Указанная по меньшей мере одна отводящая камера может содержать по меньшей мере один клапан, выполненный с возможностью выборочного управления потоком текучей среды через указанное одно или несколько выпускных отверстий.Said at least one outlet chamber may comprise at least one valve configured to selectively control the flow of fluid through said one or more outlets. Said at least one outlet chamber may comprise at least one valve configured to selectively control the flow of fluid through said one or more outlets.
Способ может включать вымывание фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности с индикатором из отводящей камеры через выпускные отверстия в локальный поток внутри скважины. Способ может включать вымывание индикатора в виде индикаторного облака.The method may include washing out the low density flow phase and the high density flow phase with the tracer from the outlet chamber through the outlets into a local flow within the well. The method may include washing out the indicator in the form of an indicator cloud.
Способ может включать открытие указанного по меньшей мере одного клапана и вымывание индикатора из проточного канала и через указанное одно или несколько выпускных отверстий.The method may include opening said at least one valve and flushing the indicator from the flow channel and through said one or more outlets.
Способ может включать открытие и/или закрытие указанного по меньшей мере одного клапана в ответ на изменения расхода текучей среды или давления текучей среды в скважине. Способ может включать открытие и/или закрытие клапана в ответ на разность давлений между указанным по меньшей мере одним впускным отверстием для текучей среды и указанным по меньшей мере одним выпускным отверстием для текучей среды. Способ может включать открытие и/или закрытие клапана в ответ на разность давлений между индикаторной камерой устройства с отводящей камерой и эксплуатационной колонной. Способ может включать открытие и/или закрытие указанного по меньшей мере одного клапана в ответ на сигнал с поверхности.The method may include opening and/or closing the at least one valve in response to changes in fluid flow or fluid pressure in the well. The method may include opening and/or closing a valve in response to a pressure difference between said at least one fluid inlet and said at least one fluid outlet. The method may include opening and/or closing the valve in response to a pressure difference between the indicator chamber of the vent chamber device and the production string. The method may include opening and/or closing the at least one valve in response to a signal from the surface.
Способ может включать открытие указанного по меньшей мере одного клапана в промежуточное положение между полностью открытым и полностью закрытым положениями.The method may include opening said at least one valve to a position intermediate between a fully open and fully closed position.
Способ может включать закрытие указанного по меньшей мере одного клапана на определенный период времени для приостановки отводящей камеры и увеличения концентрации частиц или молекул индикатора, выпускаемых в объем текучей среды камеры задержки.The method may include closing the at least one valve for a certain period of time to pause the outlet chamber and increase the concentration of tracer particles or molecules released into the fluid volume of the delay chamber.
Способ может включать закрытие указанного по меньшей мере одного клапана на период времени, достаточный для накопления высокой концентрации индикатора в отводящей камере, которая может быть обнаружена как ответный сигнал индикатора высокой амплитуды в точке обнаружения ниже по потоку, когда частицы или молекулы индикатора выпущены из отводящей камеры. Путем приостановки отводящей камеры может быть сформировано одно или несколько индикаторных облаков. Индикаторное облако - это локальная повышенная или высокая концентрация молекул индикаторов, которые при попадании в поток могут быть обнаружены как ответный сигнал индикатора высокой амплитуды в точке обнаружения ниже по потоку от отводящей камеры. Период времени может варьироваться от часов до месяцев.The method may include closing the at least one valve for a period of time sufficient to cause a high concentration of tracer to accumulate in the discharge chamber, which can be detected as a high amplitude tracer response signal at a downstream detection point when the tracer particles or molecules are released from the discharge chamber. . By pausing the outlet chamber, one or more indicator clouds can be formed. A tracer cloud is a locally elevated or high concentration of tracer molecules that, when released into the flow, can be detected as a high amplitude tracer response signal at a detection point downstream of the outlet chamber. The time period can vary from hours to months.
Указанный по меньшей мере один клапан может быть закрыт менее чем на 24 часа, чтобы приостановить отводящую камеру. Указанный по меньшей мере один клапан может быть закрыт более чем на 24 часа, чтобы приостановить устройство с отводящей камерой.The at least one valve may be closed for less than 24 hours to stop the discharge chamber. Said at least one valve may be closed for more than 24 hours to suspend the outlet chamber device.
Способ может включать использование разности давлений между впускными и выпускными портами для вымывания индикаторного облака из отводящей камеры.The method may include using a pressure difference between the inlet and outlet ports to flush the tracer cloud from the outlet chamber.
Способ может включать вычисление характерного времени вымывания каждого индикатора из индикаторной камеры или времени прохождения каждого индикатора через отводящую камеру на основе концентрации указанного одного или нескольких индикаторов в контролируемом потоке.The method may include calculating a characteristic time of leaching of each indicator from the indicator chamber or time of passage of each indicator through the outlet chamber based on the concentration of the one or more indicators in the controlled stream.
Индикаторная камера может представлять собой камеру задержки. Способ может включать использование предварительно определенного объема камеры, оценку разности давлений в скважине между впускным и выпускным портами и/или вычисление задержки и/или расхода для каждой фазы локальных многофазных потоков.The indicator chamber may be a delay chamber. The method may include using a predetermined chamber volume, estimating the downhole pressure difference between the inlet and outlet ports, and/or calculating delay and/or flow rate for each phase of the local multiphase flows.
Указанные две отдельные фазы могут представлять собой нефть и воду, или газ и воду, или нефть и газ. Для простоты далее они будут в основном называться комбинацией текучих сред нефти и воды и соответствующей комбинацией аффинных индикаторов нефти и воды, но ее следует рассматривать как любую комбинацию, описанную выше.The two separate phases may be oil and water, or gas and water, or oil and gas. For simplicity, these will generally be referred to below as the oil/water fluid combination and the corresponding oil/water affinity indicator combination, but it should be considered as any combination described above.
Способ может включать следующие этапы:The method may include the following steps:
- приток скважинной текучей среды в отводящую камеру через приточные порты,- influx of well fluid into the outlet chamber through inlet ports,
- разделение фаз после входа в отводящую камеру,- phase separation after entering the outlet chamber,
- введение индикаторного облака в отводящую камеру,- introduction of an indicator cloud into the outlet chamber,
- вымывание индикаторного облака потоком разделенной текучей среды из отводящей камеры обратно в скважину через выпускные порты, и- washing out the indicator cloud by the flow of separated fluid from the outlet chamber back into the well through the outlet ports, and
- обнаружение индикаторов в точке обнаружения.- detection of indicators at the detection point.
Сбор, обнаружение, анализ и/или интерпретация данных индикаторов в добываемой текучей среде могут представлять собой отдельные способы и выполняться в разное время или в разных местах. Обнаружение, анализ и/или интерпретация индикатора в добываемой текучей среде могут представлять собой отдельные способы разделения фаз, выпуска индикаторного облака из отводящей камеры и/или отбора проб. Пробы могут быть отобраны, а индикатор обнаружен, проанализирован и/или интерпретирован в то время или в том месте, которые являются отдельными и отличаются от местоположения скважины и, следовательно, отбора проб.The collection, detection, analysis and/or interpretation of tracer data in a production fluid may be separate methods and performed at different times or locations. Detection, analysis and/or interpretation of the tracer in the production fluid may be separate methods of phase separation, release of the tracer cloud from the outlet chamber and/or sampling. Samples may be collected and the indicator detected, analyzed and/or interpreted at a time or location that is separate and distinct from the location of the well and hence the sampling.
Отводящая камера может содержать впускные и выпускные порты, камеру задержки, систему выпуска индикатора для введения индикаторов в камеру задержки, узлы ограничения потока для каждой фазы и секцию в отводящей камере, в которой может происходить разделение фаз.The outlet chamber may include inlet and outlet ports, a delay chamber, an indicator release system for introducing indicators into the delay chamber, flow limiting assemblies for each phase, and a section in the outlet chamber in which phase separation can occur.
Способ может включать расчет расходов добываемого потока каждой из двух фаз, который может быть основан на измеренном времени вымывания индикаторов из камеры задержки или на времени прохождения индикатора в камере задержки и известной пропускной способности узлов ограничения потока для заданной разницы давлений между впускным и выпускным портами. Способ может включать обеспечение разницы давлений между впускным и выпускным портами, чтобы вызвать прохождение части скважинных текучих сред через камеру задержки и узлы ограничения потока.The method may include calculating the production flow rates of each of the two phases, which may be based on the measured washout time of the tracers from the delay chamber or the transit time of the tracer in the delay chamber and the known capacity of the flow restriction units for a given pressure difference between the inlet and outlet ports. The method may include providing a pressure difference between the inlet and outlet ports to cause a portion of the well fluids to pass through the delay chamber and flow restriction assemblies.
В этом способе могут использоваться индикаторы со сходством по свойствам с двумя целевыми фазами, которые могут быть обнаружены либо в режиме онлайн, либо с помощью анализа текучей среды после отбора проб. В способе могут использоваться один или несколько индикаторов, специфичных для фазы.This method can use tracers with similar properties to two target phases, which can be detected either online or through post-sampling fluid analysis. The method may use one or more phase-specific indicators.
Способ может включать разделение фаз внутри отводящей камеры и введение каждой фазы в контакт с индикатором и пропускание через известный ограничитель, предназначенный для каждой фазы. Это означает, что поведение каждой фазы внутри отводящей камеры известно, и скорость будет пропорциональна разности давлений между впускным отверстием и выпускным отверстием отводящей камеры внутри трубы, такой как основная труба, то есть в добываемом потоке.The method may include separating the phases within the outlet chamber and bringing each phase into contact with an indicator and passing through a known limiter specific to each phase. This means that the behavior of each phase within the outlet chamber is known and the velocity will be proportional to the pressure difference between the inlet and outlet of the outlet chamber within a pipe such as the main pipe, i.e. in the production stream.
Способ может включать пропускание разделенных потоков через отводящую камеру с использованием разности давлений. Количество каждой разделенной фазы внутри камеры и конструкция ограничителя могут определять продолжительность индикаторного следа в точке мониторинга, рассматриваемую как значение концентрации. Можно получить длительный сигнал индикаторного следа.The method may include passing the separated streams through the outlet chamber using a pressure difference. The amount of each separated phase within the chamber and the design of the limiter can determine the duration of the trace at the monitoring point, considered as a concentration value. You can get a long trace signal.
Способ может включать добавление индикатора к еще неразделенной части потока в камере задержки. Способ может включать добавление индикатора к каждой отдельной фазе после разделения потока.The method may include adding an indicator to the not yet divided portion of the flow in the delay chamber. The method may include adding an indicator to each individual phase after the stream is separated.
Способ может включать использование индикаторов, которые имеют сходство по свойствам с одной или несколькими фазами текучей среды, то есть индикаторов углеводородных фаз, таких как нефть или газ, и индикаторов водной фазы.The method may include the use of indicators that have similar properties to one or more fluid phases, ie, hydrocarbon phase indicators such as oil or gas, and water phase indicators.
Способ может включать использование нейтральных индикаторов, которые имеют сходство по свойствам с обеими фазами, а сигнал, индикаторный след, может быть считан в соответствии с установленными ограничивающими свойствами и ожидаемым поведением фаз через отводящую камеру и скважину с разными постоянными времени.The method may include the use of neutral tracers that have similar properties to both phases, and the trace signal can be read in accordance with the specified limiting properties and expected behavior of the phases through the outlet chamber and the well with different time constants.
В этом способе могут использоваться индикаторы со сходством по свойствам с двумя целевыми фазами, которые могут быть обнаружены либо в режиме онлайн, либо с помощью анализа текучей среды после отбора проб. Две отдельные фазы могут представлять собой нефть и воду, или газ и воду, или нефть и газ.This method can use tracers with similar properties to two target phases, which can be detected either online or through post-sampling fluid analysis. The two separate phases may be oil and water, or gas and water, or oil and gas.
Измеряя время прохождения или время вымывания, зная геометрию скважины и геометрию отводящей камеры, можно, среди прочего, вычислить долю целевой текучей среды в положении отводящей камеры, разности давлений, задержку в скважине и производительности.By measuring the transit time or washout time, knowing the well geometry and the exit chamber geometry, it is possible to calculate the fraction of target fluid at the exit chamber position, pressure differences, well retention and production rates, among other things.
В способе можно использовать предварительно определенный объем камеры, оценивая разность давлений в скважине между впускным и выпускным портами. Способ может включать расчет задержек и/или скорости потока для каждой фазы локальных многофазных потоков.The method can use a predetermined chamber volume by estimating the pressure difference in the well between the inlet and outlet ports. The method may include calculating delays and/or flow rates for each phase of local multiphase flows.
Способ может включать обеспечение или направление отведенного потока в отводящую камеру из затрубного пространства эксплуатационной колонны в скважине. Способ может включать включение или направление отведенного потока в отводящую камеру изнутри эксплуатационной колонны в скважине. Отведенный поток может представлять собой локальный отведенный поток. Отведенный поток может представлять собой часть локального отведенного потока.The method may include providing or directing a bleed flow into a bleed chamber from the annulus of a production string in a well. The method may include introducing or directing the diverted flow into a diverter chamber from within a production string in a well. The diverted thread may be a local diverted thread. The diverted thread may be part of a local diverted thread.
Способ может включать совмещение указанного по меньшей мере одного ограничительного узла с фазой низкой плотности, которая может находиться в верхнем или высоком положении в отводящей камере. Способ может включать совмещение указанного по меньшей мере одного ограничительного узла с фазой высокой плотности, которая может находиться в нижнем или низком положении в отводящей камере. Способ может включать совмещение указанного по меньшей мере одного ограничительного узла перед тем, как обеспечить или направить часть отведенного потока в отводящую камеру.The method may include combining said at least one restriction assembly with a low density phase, which may be in an upper or high position in the outlet chamber. The method may include combining said at least one restrictor assembly with a high density phase, which may be in a low or low position in the outlet chamber. The method may include aligning said at least one restriction assembly before providing or directing a portion of the diverted flow to the diverter chamber.
Способ может включать активацию открывания уплотнительного устройства впускного и/или выпускного отверстий. Способ может включать активацию открывания уплотнительного устройства впускного и/или выпускного отверстий до того, как часть отведенного потока попадет в отводящую камеру.The method may include activating the opening of the inlet and/or outlet sealing device. The method may include causing the inlet and/or outlet sealing device to open before a portion of the diverted flow enters the diverter chamber.
Способ может включать обеспечение или направление индикаторов для введения в камеру задержки и формирование увеличенной или повышенной концентрации индикатора для формирования индикаторного облака перед тем, как поток войдет в ограничители потока. Способ может включать выпуск индикаторов в камеру задержки и формирование индикаторного облака перед введением в ограничители потока.The method may include providing or directing indicators to be introduced into the delay chamber and generating an increased or increased concentration of the indicator to form an indicator cloud before the flow enters the flow restrictors. The method may include releasing indicators into a delay chamber and forming an indicator cloud before introducing into flow restrictors.
Способ может включать приведение в действие системы выпуска индикатора для выпуска индикатора из полимерной матрицы, из инжектора индикаторной жидкости или твердого вещества, выпуск индикаторов из матрицы и/или инжекцию индикаторов с помощью инжектора или выпуск из контейнера.The method may include operating an indicator release system to release the indicator from the polymer matrix, from the indicator liquid or solid injector, releasing the indicators from the matrix and/or injecting the indicators using the injector or releasing from the container.
Способ может включать одновременный выпуск системой выпуска индикатора первой дозы по меньшей мере одного из индикаторов в первый конец камеры задержки и второй дозы по меньшей мере одного из индикаторов во второй конец камеры задержки.The method may include the system releasing a first dose indicator of at least one of the indicators into a first end of the delay chamber and a second dose of at least one of the indicators into a second end of the delay chamber.
Один или несколько локальных многофазных добываемых потоков могут представлять собой сумму разнесенного потока в затрубном пространстве через отводящую камеру и внутренний объем основной трубы. Концентрация индикаторов может как минимум в два раза превышать фоновую концентрацию индикаторов.One or more local multiphase production flows may be the sum of the spaced flow in the annulus through the discharge chamber and the internal volume of the main pipe. The concentration of tracers may be at least twice the background concentration of tracers.
Способ может включать выполнение мониторинга путем обнаружения в потоке, обнаружения с помощью зонда, измерения с задержкой или выполнения посредством физического отбора проб.The method may include performing monitoring by in-stream detection, probe detection, delayed measurement, or by physical sampling.
Система выпуска индикатора может быть приведена в действие в определенный момент времени для выпуска по меньшей мере дозы по меньшей мере одного из индикаторов.The indicator release system may be actuated at a certain point in time to release at least a dose of at least one of the indicators.
Впускные порты могут быть открыты, чтобы дать возможность шунтирующему потоку войти в отводящую камеру. Впускные порты могут быть закрыты для создания сигнала выпуска индикатора, чтобы сформировать индикаторное облако, удерживая порты закрытыми в течение предварительно установленного времени. Впускные отверстия могут быть впоследствии открыты, чтобы направить отведенный поток через отводящую камеру за счет перепада давления.The inlet ports may be opened to allow shunt flow to enter the outlet chamber. The inlet ports can be closed to create an indicator release signal to form an indicator cloud by keeping the ports closed for a preset time. The inlets can subsequently be opened to direct the diverted flow through the diverter chamber due to the pressure difference.
Способ может включать установку двух или большего количества отводящих камер, каждая с отдельным индикатором, в известных различных местах в скважине. Каждая отводящая камера может быть расположена ниже по потоку от другой зоны притока и открыта для текучих сред из зоны притока.The method may include installing two or more release chambers, each with a separate indicator, at known different locations in the well. Each outlet chamber may be located downstream of another inflow zone and open to fluids from the inflow zone.
В соответствии со вторым аспектом изобретения, предложен способ количественного внутрискважинного наблюдения за многофазным потоком, содержащим по меньшей мере две фазы любого из нефти, воды или газа, в нефтяной скважине, причем способ включает:In accordance with a second aspect of the invention, there is provided a method for quantitative downhole monitoring of a multiphase flow comprising at least two phases of any of oil, water or gas in an oil well, the method comprising:
использование по меньшей мере одной отводящей камеры, содержащейusing at least one outlet chamber containing
- секцию разделения фаз потока,- flow phase separation section,
- камеру задержки,- delay chamber,
- один или несколько впускных портов и один или несколько выпускных портов, причем впускные порты расположены выше по потоку от выпускных портов,- one or more inlet ports and one or more outlet ports, the inlet ports being located upstream of the outlet ports,
- по меньшей мере один ограничитель потока,- at least one flow limiter,
- систему выпуска индикатора с одним или несколькими индикаторами,- indicator release system with one or more indicators,
разделение отведенного потока в отводящей камере на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности,dividing the diverted flow in the diverting chamber into a low-density flow phase and a high-density flow phase,
приведение в действие системы выпуска индикатора для выпуска по меньшей мере одного индикатора в камеру задержки,actuating the indicator release system to release at least one indicator into the delay chamber,
причем разделенные фаза потока низкой плотности и фаза потока высокой плотности протекают через каждый ограничитель потока,wherein a separated low-density flow phase and a high-density flow phase flow through each flow restrictor,
вымывание фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности с индикаторным облаком из отводящей камеры через выпускные порты в локальный поток внутри скважины,washing out the low-density flow phase and the high-density flow phase with an indicator cloud from the outlet chamber through the outlet ports into the local flow inside the well,
выполнение мониторинга индикатора в добываемом потоке в точке обнаружения ниже по потоку от выпускных портов.performing tracer monitoring in the production stream at a detection point downstream of the outlet ports.
Способ может осуществляться в по существу горизонтальной, наклонной и/или слегка наклонной конструкции скважины. Способ может осуществляться для одного или нескольких положений в скважине. Способ может осуществляться для одного или нескольких положений индикаторного источника. Внутри скважины может иметься один или несколько локальных многофазных потоков.The method can be carried out in a substantially horizontal, inclined and/or slightly inclined well structure. The method can be carried out for one or more positions in the well. The method can be carried out for one or more positions of the indicator source. There may be one or more local multiphase flows inside the well.
Варианты выполнения второго аспекта изобретения могут включать один или несколько признаков первого аспекта изобретения или его вариантов выполнения, или наоборот.Embodiments of the second aspect of the invention may include one or more features of the first aspect of the invention or embodiments thereof, or vice versa.
В соответствии с третьим аспектом изобретения, предложено устройство с отводящей камерой для количественного многофазного скважинного наблюдения за нефтью, при этом устройство содержит:In accordance with a third aspect of the invention, there is provided a diverter chamber device for quantitative multiphase downhole oil monitoring, the device comprising:
проточную отводящую камеру для отведенного потока, содержащую:a flow-through outlet chamber for the diverted flow, containing:
- одно или несколько выпускных отверстий,- one or more outlets,
- секцию разделения фаз потока для разделения отведенного потока на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности,- a flow phase separation section for dividing the diverted flow into a low-density flow phase and a high-density flow phase,
- камеру задержки,- delay chamber,
- систему выпуска индикатора для по меньшей мере одного индикатора, и- an indicator release system for at least one indicator, and
- по меньшей мере один ограничитель потока, проточно сообщающийся с камерой задержки.- at least one flow limiter in fluid communication with the delay chamber.
Проточная отводящая камера может иметь удлиненный корпус. Проточная отводящая камера может иметь цилиндрический корпус, по меньшей мере частично. Проточная отводящая камера может быть выполнена с возможностью расположения в нефтяной скважине по периферии.The flow outlet chamber may have an elongated body. The flow outlet chamber may have a cylindrical body, at least in part. The flow outlet chamber may be configured to be located peripherally in the oil well.
Предпочтительно, проточная отводящая камера содержит одно или несколько впускных отверстий. Указанное одно или несколько впускных отверстий могут представлять собой впускные порты. Указанное одно или несколько выпускных отверстий могут представлять собой выпускные порты. Указанное одно или несколько впускных отверстий могут быть расположены в верхней по потоку части, а указанное одно или несколько выпускных отверстий могут быть расположены, соответственно, в нижней по потоку части индикаторной отводящей камеры.Preferably, the flow outlet chamber includes one or more inlet openings. The one or more inlet openings may be inlet ports. The one or more outlets may be outlet ports. Said one or more inlet openings may be located in an upstream portion, and said one or more outlet openings may be located, respectively, in a downstream portion of the indicator outlet chamber.
Указанный по меньшей мере один индикатор может иметь сходство по свойствам с одной или несколькими фазами потока нефти.The at least one indicator may have properties similar to one or more phases of the oil flow.
Указанный по меньшей мере один ограничитель потока может быть фазозависимым. Указанный по меньшей мере один ограничитель потока может представлять собой ограничитель фазы потока низкой плотности. Указанный по меньшей мере один ограничитель потока может представлять собой ограничитель фазы потока высокой плотности.Said at least one flow limiter may be phase dependent. The at least one flow restrictor may be a low density flow phase restrictor. The at least one flow restrictor may be a high density flow phase restrictor.
Проточная отводящая камера может содержать по меньшей мере один ограничитель фазы потока низкой плотности и по меньшей мере один ограничитель фазы потока высокой плотности, проточно сообщающийся с камерой задержки. Ограничители потока могут иметь предварительно определенную эффективность ограничения.The flow outlet chamber may include at least one low density flow phase limiter and at least one high density flow phase limiter in fluid communication with the delay chamber. Flow restrictors may have a predetermined restriction efficiency.
Указанный по меньшей мере один ограничитель потока может быть выполнен с возможностью распределения индикаторов по достаточно большому объему скважинной текучей среды, так что индикаторный сигнал может быть захвачен в точке обнаружения в устье или внутри скважины с доступным разрешением измерения или частотой выборки в точке обнаружения. Конструкция камеры, использование камеры задержки и ограничителя потока облегчают разделение двух фаз и дают предсказуемую скорость вымывания для каждой фазы.The at least one flow restrictor may be configured to distribute the tracers over a sufficiently large volume of downhole fluid such that the tracer signal can be captured at a detection point at the wellhead or downhole with an available measurement resolution or sampling rate at the detection point. The design of the chamber, the use of a delay chamber and a flow restrictor facilitates the separation of the two phases and gives a predictable washout rate for each phase.
Проточная отводящая камера может содержать по меньшей мере один клапан, выполненный с возможностью выборочного управления потоком текучей среды через одно или несколько впускных отверстий и/или одно или несколько выпускных отверстий. Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и закрытия указанного одного или нескольких впускных отверстий для текучей среды и/или указанного одного или нескольких выпускных отверстий для управления потоком текучей среды через указанное одно или несколько впускных отверстий для текучей среды и/или указанное одно или несколько выпускных отверстий.The flow outlet chamber may include at least one valve configured to selectively control the flow of fluid through one or more inlet openings and/or one or more outlet openings. Said at least one valve may be configured to selectively open and close said one or more fluid inlets and/or said one or more outlets to control the flow of fluid through said one or more fluid inlets and/or or said one or more outlets.
Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и закрытия указанного одного или нескольких впускных отверстий для текучей среды между полностью открытым положением, полностью закрытым положением или промежуточным положением между полностью открытым и полностью закрытым положениями. Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и закрытия указанного одного или нескольких выпускных отверстий для текучей среды между полностью открытым положением, полностью закрытым положением или промежуточным положением между полностью открытым и полностью закрытым положениями. Указанный по меньшей мере один клапан может работать для управления потоком и изменения площади проходного сечения для потока через указанное одно или несколько впускных отверстий и/или через указанное одно или несколько выпускных отверстий.The at least one valve may be configured to selectively open and close the one or more fluid inlets between a fully open position, a fully closed position, or an intermediate position between a fully open and fully closed position. The at least one valve may be configured to selectively open and close the one or more fluid outlets between a fully open position, a fully closed position, or an intermediate position between a fully open and fully closed position. The at least one valve may be operative to control the flow and change the flow area through the one or more inlet openings and/or through the one or more outlet openings.
Указанный по меньшей мере один клапан может представлять собой клапан с электрическим приводом, механический клапан и/или термодинамический клапан. Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и/или закрытия в ответ на наступление события в скважине.The at least one valve may be an electrically actuated valve, a mechanical valve and/or a thermodynamic valve. The at least one valve may be configured to selectively open and/or close in response to an event in the well.
Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и/или закрытия в ответ на сигнал с поверхности. Клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и/или закрытия в ответ на изменение температуры, давления и/или скорости. Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и/или закрытия в ответ на по меньшей мере один электронный сигнал.The at least one valve may be configured to selectively open and/or close in response to a signal from the surface. The valve may be configured to selectively open and/or close in response to changes in temperature, pressure and/or speed. The at least one valve may be configured to selectively open and/or close in response to the at least one electronic signal.
Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью избирательного открытия и/или закрытия в ответ на изменение скорости текучей среды или давления текучей среды в скважине и/или эксплуатационной колонне.The at least one valve may be configured to selectively open and/or close in response to changes in fluid velocity or fluid pressure in the well and/or production string.
Указанный по меньшей мере один клапан может представлять собой клапан, управляемый разностью давлений. Клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и/или закрытия в ответ на разность давлений на клапане.The at least one valve may be a pressure difference controlled valve. The valve may be configured to selectively open and/or close in response to a pressure difference across the valve.
Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и/или закрытия в ответ на изменения давления текучей среды в скважине. Клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и/или закрытия в ответ на разность давлений между указанным по меньшей мере одним впускным отверстием для текучей среды и указанным по меньшей мере одним выпускным отверстием для текучей среды. Клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и/или закрытия в ответ на разность давлений между устройством с проточной отводящей камерой и эксплуатационной колонной. Указанный по меньшей мере один клапан может представлять собой кинематический клапан. Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и/или закрытия в ответ на изменения скорости текучей среды в добываемом потоке. Указанный по меньшей мере один клапан может быть установлен как нормально открытый или нормально закрытый. Указанный по меньшей мере один клапан может быть откидным или золотниковым.The at least one valve may be configured to selectively open and/or close in response to changes in fluid pressure in the well. The valve may be configured to selectively open and/or close in response to a pressure difference between the at least one fluid inlet and the at least one fluid outlet. The valve may be configured to selectively open and/or close in response to a pressure difference between the flow chamber device and the production string. Said at least one valve may be a kinematic valve. The at least one valve may be configured to selectively open and/or close in response to changes in fluid velocity in the production stream. The at least one valve may be set as normally open or normally closed. Said at least one valve may be a flap valve or a spool valve.
Указанный по меньшей мере один клапан может представлять собой клапан с электрическим приводом. Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью выборочного открытия и/или закрытия в ответ на получение по меньшей мере одного электрического или электронного сигнала. Указанный по меньшей мере один клапан может иметь проводное или беспроводное управление. Сигнал для управления приведением в действие клапана может поступать с поверхности или от другого внешнего источника. Указанный по меньшей мере один клапан может содержать систему беспроводной связи или быть подсоединен к ней. Система беспроводной связи может содержать по меньшей мере один беспроводной приемник, способный принимать данные беспроводным образом для управления клапаном с электрическим приводом и приведения его в действие. Система беспроводной связи может содержать по меньшей мере один передатчик для передачи сигнала, например, с поверхности.The at least one valve may be an electrically actuated valve. The at least one valve may be configured to selectively open and/or close in response to receipt of at least one electrical or electronic signal. The at least one valve may be wired or wireless controlled. The signal to control actuation of the valve may come from a surface or other external source. The at least one valve may comprise or be connected to a wireless communication system. The wireless communication system may include at least one wireless receiver capable of receiving data wirelessly to control and actuate the electrically actuated valve. The wireless communication system may include at least one transmitter for transmitting a signal, for example, from a surface.
Указанный по меньшей мере один клапан может быть регулируемым и/или настраиваемым на нормально открытый или нормально закрытый. Предпочтительно, клапан выполнен с возможностью реагировать на скорость или давление текучей среды в скважине.Said at least one valve may be adjustable and/or set to normally open or normally closed. Preferably, the valve is configured to respond to the speed or pressure of the fluid in the well.
Указанный по меньшей мере один клапан может быть установлен на открытие и/или закрытие при заданной скорости потока или скорости изменения давления потока текучей среды. Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью иметь по меньшей мере один пороговый уровень приведения в действие. Указанный по меньшей мере один клапан может быть настроен на частичное открытие и/или частичное закрытие клапана. Клапан может быть выполнен с возможностью открываться и/или закрываться в промежуточных положениях между полностью открытым и полностью закрытым положениями.The at least one valve may be set to open and/or close at a predetermined flow rate or rate of change in pressure of the fluid flow. The at least one valve may be configured to have at least one actuation threshold level. Said at least one valve may be configured to partially open and/or partially close the valve. The valve may be configured to open and/or close in positions intermediate between a fully open and fully closed position.
Указанный по меньшей мере один клапан может содержать смещающий механизм. Указанный по меньшей мере один клапан может быть уравновешен или смещен смещающим механизмом, который выполнен с возможностью установки клапана с предварительно определенной скоростью текучей среды или уровнем давления текучей среды, которые должны быть достигнуты до того, как клапан будет приведен в действие. Смещающий механизм может представлять собой пружину. Смещающий механизм может представлять собой цилиндрическую пружину, пластинчатую пружину или газовую пружину, такую как пружина с азотом.Said at least one valve may comprise a bias mechanism. The at least one valve may be balanced or biased by a bias mechanism that is configured to set the valve at a predetermined fluid velocity or fluid pressure level that must be achieved before the valve is actuated. The bias mechanism may be a spring. The bias mechanism may be a coil spring, a leaf spring, or a gas spring such as a nitrogen spring.
Смещающий механизм может быть отрегулирован для установки порогового значения приведения в действие клапана. Предпочтительно, чтобы клапан был поджат пружиной, которую можно регулировать путем изменения типа, длины или натяжения пружины. Пороговое значение приведения в действие клапана может быть задано.The bias mechanism can be adjusted to set the valve actuation threshold. Preferably, the valve is pressed by a spring, which can be adjusted by changing the type, length or tension of the spring. The valve actuation threshold can be set.
Устройство с проточной отводящей камерой может быть модернизировано для установки в существующую эксплуатационную колонну. Устройство с проточной отводящей камерой может быть извлечено, установлено, заменено и/или отрегулировано с помощью троса, тросового каната, гибких насосно-компрессорных труб, бурильной трубы или аналогичного средства транспортировки.The flow-through outlet chamber device can be retrofitted for installation in an existing production string. The flow chamber device may be removed, installed, replaced, and/or adjusted by wireline, wire rope, coiled tubing, drill pipe, or similar means of transportation.
Устройство с проточной отводящей камерой или компонент устройства с проточной отводящей камерой может быть установлен или заменен и может транспортироваться по эксплуатационной колонне с помощью троса, тросового каната, гибких насосно-компрессорных труб, бурильной трубы или подобного средства транспортировки. Устройство с проточной отводящей камерой может быть перемещено по меньшей мере на один посадочный ниппель. Указанный по меньшей мере один посадочный ниппель может иметь порты, сообщающиеся с эксплуатационной колонной и/или с кольцевым пространством.The flow chamber device or component of the flow chamber device may be installed or replaced and may be transported along the production string using wireline, wire rope, coiled tubing, drill pipe or similar means of transportation. The flow outlet chamber device can be moved by at least one landing nipple. The at least one landing nipple may have ports in communication with the production string and/or the annulus.
Указанный по меньшей мере один клапан может содержать смещающий механизм. Указанный по меньшей мере один клапан может быть уравновешен или смещен смещающим механизмом, который выполнен с возможностью установки клапана с предварительно определенной скоростью текучей среды или уровнем давления текучей среды, которые должны быть достигнуты до того, как клапан будет приведен в действие. Смещающий механизм может представлять собой пружину. Смещающий механизм может представлять собой цилиндрическую пружину, волновую пружину или пневматическую пружину, такую как пружина с азотом.Said at least one valve may comprise a bias mechanism. The at least one valve may be balanced or biased by a bias mechanism that is configured to set the valve at a predetermined fluid velocity or fluid pressure level that must be achieved before the valve is actuated. The bias mechanism may be a spring. The bias mechanism may be a coil spring, a wave spring, or a gas spring such as a nitrogen spring.
Смещающий механизм может быть отрегулирован для установки порогового значения приведения в действие клапана. Предпочтительно, чтобы клапан был смещен пружиной, которую можно регулировать путем изменения типа, длины или натяжения пружины. Пороговое значение приведения в действие клапана может быть установлено.The bias mechanism can be adjusted to set the valve actuation threshold. Preferably, the valve is biased by a spring, which can be adjusted by changing the type, length or tension of the spring. The valve actuation threshold can be set.
Устройство с проточной отводящей камерой может содержать впускной клапан у указанного по меньшей мере одного впускного отверстия для управления потоком текучей среды через указанное по меньшей мере одно впускное отверстие. Устройство с проточной отводящей камерой может содержать выпускной клапан для управления потоком текучей среды через указанное по меньшей мере одно выпускное отверстие.The flow outlet chamber device may include an inlet valve at the at least one inlet to control the flow of fluid through the at least one inlet. The flow outlet chamber device may include an outlet valve for controlling the flow of fluid through the at least one outlet.
Впускной клапан и выпускной клапан могут быть выполнены с возможностью работы независимо друг от друга. Впускной клапан и выпускной клапан могут быть выполнены с возможностью взаимодействия друг с другом. Впускной клапан и выпускной клапан могут быть выполнены таким образом, что один клапан работает как главный клапан, а другой клапан работает как вторичный клапан.The inlet valve and the outlet valve may be configured to operate independently of each other. The inlet valve and the outlet valve may be configured to cooperate with each other. The inlet valve and the outlet valve may be configured such that one valve operates as a main valve and the other valve operates as a secondary valve.
Предпочтительно, впускное отверстие для текучей среды и выпускное отверстие для текучей среды проточно сообщаются с эксплуатационной колонной. Эксплуатационная колонна может представлять собой внутреннюю трубу, в которую добываемая текучая среда входит в зону добычи. Эксплуатационная колонна может проходить от внутрискважинного пространства к поверхности.Preferably, the fluid inlet and fluid outlet are in fluid communication with the production string. The production string may be an internal pipe into which the production fluid enters the production zone. The production string may extend from the downhole space to the surface.
Ограничители потока могут иметь совмещающее приспособление для позиционирования в соответствии с положениями фазы низкой плотности, верхней, и фазы высокой плотности, нижней, в отводящей камере. Совмещающее приспособление может представлять собой систему, управляемую силой тяжести. Указанный по меньшей мере один ограничитель может быть расположен во вращающейся кольцевой вставке для независимого вращения. Кольцевая часть может быть установлена на подшипниках между кольцевой вставкой и неподвижными частями отводящей камеры. Совмещающее приспособление может представлять собой средство закупоривания в сочетании с большим количеством возможных ограничителей, расположенных по периферии отводящей камеры.The flow restrictors may have a matching arrangement for positioning according to the positions of the low-density phase, upper, and the high-density phase, lower, in the outlet chamber. The combining device may be a gravity-controlled system. Said at least one stop may be located in a rotating annular insert for independent rotation. The annular part can be mounted on bearings between the annular insert and the stationary parts of the outlet chamber. The matching device may be a closure means in combination with a large number of possible stops located around the periphery of the outlet chamber.
По периферии части отводящей камеры может быть расположено множество ограничителей потока, причем для совмещения ограничители потока могут иметь средство закупоривания и средство активации. Способ может включать активацию средства закупоривания для удержания ограничителя, расположенного в самом верхнем положении, и ограничителя, который имеет самое нижнее положение по периферии, чтобы те работали как ограничители потока.A plurality of flow restrictors may be located around the periphery of a portion of the outlet chamber, and the flow restrictors may have a plugging means and an activation means for alignment. The method may include activating a closure means to hold a restrictor located in an uppermost position and a restrictor that has a lowermost circumferential position to act as flow restrictors.
Отводящая камера может быть выполнена как секция эксплуатационной колонны. Отводящая камера может быть выполнена с возможностью установки дооснащения. Корпус может быть цилиндрическим и для коаксиального расположения с основной трубой, эксплуатационной колонной, обсадной колонной в скважине.The outlet chamber can be designed as a section of the production string. The outlet chamber can be retrofitted. The housing can be cylindrical and for coaxial arrangement with the main pipe, production string, or casing in the well.
Указанный один или несколько впускных портов могут иметь отверстия, обращенные к потоку внутри эксплуатационной колонны. Указанный один или несколько впускных портов могут быть расположены открытыми к потоку снаружи эксплуатационной колонны, к затрубному пространству, гравийной набивке и т.д. Указанный один или несколько впускных портов могут иметь отверстия к потоку снаружи эксплуатационной колонны и к потоку внутри эксплуатационной колонны. Указанный один или несколько впускных портов могут иметь отверстия к потоку внутри эксплуатационной колонны. Выпускные отверстия могут быть расположены открытыми к потоку снаружи эксплуатационной колонны, к затрубному пространству, гравийной набивке и т.д. Выпускные отверстия могут иметь отверстия к потоку снаружи эксплуатационной колонны и к потоку внутри эксплуатационной колонны.Said one or more inlet ports may have openings facing the flow within the production string. Said one or more inlet ports may be positioned open to a flow outside the production string, an annulus, a gravel pack, etc. The one or more inlet ports may have openings to a flow outside the production string and to a flow inside the production string. Said one or more inlet ports may have openings to flow within the production string. The outlets may be located open to the flow outside the production string, to the annulus, gravel pack, etc. The outlets may have openings to a flow outside the production string and to a flow inside the production string.
Ограничители потока могут представлять собой удлиненные трубки. Ограничители потока могут представлять удлиненные узкие трубки.Flow restrictors may be elongated tubes. Flow restrictors can be elongated narrow tubes.
Система выпуска индикатора может представлять собой механическую систему выпуска для выпуска дозы индикатора. Система выпуска индикатора может представлять собой систему инжекции индикатора. Система выпуска индикатора может представлять собой матричную систему носителя индикатора. Индикатор может быть твердым, жидким или газообразным. Индикатор может быть выбран из группы, включающей химические, флуоресцентные, фосфоресцентные, магнитные, ДНК и/или радиоактивные соединения.The tracer release system may be a mechanical release system for releasing a dose of the tracer. The indicator release system may be an indicator injection system. The indicator release system may be a matrix indicator carrier system. The indicator can be solid, liquid or gas. The indicator may be selected from the group consisting of chemical, fluorescent, phosphorescent, magnetic, DNA and/or radioactive compounds.
Индикатор может содержать химические индикаторы, выбранные из группы, включающей перфторированные углеводороды или перфторэфиры. Пер фторированные углеводороды могут быть выбраны из группы, состоящей из перфторбутана (РВ), перфторметилциклопентана (РМСР), перфторметилциклогексана (РМСН). Индикатор может быть химически иммобилизован внутри камеры задержки и/или на ней. Индикатор может содержать молекулы индикатора и носитель. Носителем может быть матричный материал. Матричный материал может быть полимерным.The indicator may contain chemical indicators selected from the group consisting of perfluorinated hydrocarbons or perfluoroethers. Perfluorinated hydrocarbons can be selected from the group consisting of perfluorobutane (PB), perfluoromethylcyclopentane (PMCP), perfluoromethylcyclohexane (PMCH). The indicator may be chemically immobilized within and/or on the delay chamber. The indicator may comprise indicator molecules and a carrier. The carrier may be a matrix material. The matrix material may be polymeric.
Молекулы индикаторов могут быть химически иммобилизованы внутри и/или на носителе. Молекулы индикатора могут быть химически иммобилизованы благодаря химическому взаимодействию между индикатором и носителем.The indicator molecules may be chemically immobilized within and/or on the support. The indicator molecules can be chemically immobilized due to the chemical interaction between the indicator and the carrier.
Изменяя химическое взаимодействие между индикатором и полимером, можно управлять механизмом выпуска и скоростью выпуска молекул индикатора из индикаторного материала. Предпочтительно, индикатор выпускается из носителя индикатора с равномерной скоростью выпуска.By changing the chemical interaction between the indicator and the polymer, the release mechanism and rate of release of indicator molecules from the indicator material can be controlled. Preferably, the indicator is released from the indicator carrier at a uniform release rate.
Носитель может быть выбран из коммерчески доступных полимеров или сополимеров полимолочной кислоты (PLA) или полигликолевой кислоты (PGA) из полиметилметакрилатов (РММА), полиметилкрилатов, полиэтиленгликолей (PEG), полимолочной кислоты (PLA) или полигликолевой кислоты (PGA). Носитель может быть выбран из полимеров с более высокими скоростями выпуска молекул индикатора, таких как полиэтилен и полипропилен.The carrier may be selected from commercially available polymers or copolymers of polylactic acid (PLA) or polyglycolic acid (PGA) of polymethyl methacrylates (PMMA), polymethyl acrylates, polyethylene glycols (PEG), polylactic acid (PLA) or polyglycolic acid (PGA). The carrier can be selected from polymers with higher rates of release of indicator molecules, such as polyethylene and polypropylene.
Индикатор может быть физически диспергирован и/или физически инкапсулирован в носителе. Индикатор может выпускать молекулы индикатора в текучую среду путем растворения или разложения носителя и/или индикатора в текучую среду. Носитель может быть выбран для контролируемого разрушения при контакте с текучей средой. Носитель может быть выбран для разложения путем гидролиза носителя.The indicator may be physically dispersed and/or physically encapsulated in the carrier. The indicator may release indicator molecules into the fluid by dissolving or decomposing the carrier and/or indicator into the fluid. The carrier may be selected for controlled degradation upon contact with a fluid. The support may be selected for decomposition by hydrolysis of the support.
Индикатор и/или носитель могут быть специфическими для текучей среды, так что молекулы индикатора будут выпускаться из индикатора в ответ на контакт с целевой текучей средой.The indicator and/or carrier may be fluid specific such that indicator molecules will be released from the indicator in response to contact with the target fluid.
Индикатор может содержать химические индикаторы, выбранные из группы, включающей перфторированные углеводороды или перфторэфиры. Перфторированные углеводороды могут быть выбраны из группы, состоящей из перфторбутана (РВ), перфторметилциклопентана (РМСР), пер фторметил цикл огексана (РМСН). Молекулы индикатора могут быть обнаружены, а их концентрация может быть измерена с помощью различных способов, таких как оптическое обнаружение, оптические волокна, спектрофотометрические методы, методы ПЦР в сочетании с последовательным анализом, хроматографические методы или радиоактивный анализ. Изобретение не ограничивается вышеупомянутыми технологиями.The indicator may contain chemical indicators selected from the group consisting of perfluorinated hydrocarbons or perfluoroethers. Perfluorinated hydrocarbons can be selected from the group consisting of perfluorobutane (PB), perfluoromethylcyclopentane (PMCP), perfluoromethyl cyclohexane (PMCH). Indicator molecules can be detected and their concentration can be measured using various methods such as optical detection, optical fibers, spectrophotometric methods, PCR methods combined with sequential analysis, chromatographic methods or radioactive analysis. The invention is not limited to the above-mentioned technologies.
Молекулы индикатора могут быть обнаружены, а их концентрация может быть измерена путем отбора проб добываемой текучей среды. Отбор проб может проводиться в одно или несколько из указанных времен отбора проб. Отбор проб может проводиться ниже по потоку от устройства с отводящей камерой или на поверхности. Пробы могут быть отобраны для последующего анализа.Indicator molecules can be detected and their concentration can be measured by sampling the produced fluid. Sampling may be conducted at one or more of the specified sampling times. Sampling can be carried out downstream of the outlet chamber device or at the surface. Samples can be collected for later analysis.
Пробы могут быть отобраны и/или измерены ниже по потоку в известное время отбора проб. Объем притока может быть рассчитан на основе измеренных концентраций и их последовательности отбора проб и геометрии скважины. Способ может включать оценку или вычисление профиля притока на основе концентрации и типа индикатора как функции времени отбора проб. Объемы притока могут быть рассчитаны по моделям переходного потока. Объемы притока можно использовать для оценки профиля притока скважины.Samples can be collected and/or measured downstream at a known sampling time. The influx volume can be calculated based on the measured concentrations and their sampling sequence and well geometry. The method may include estimating or calculating an influx profile based on the concentration and type of tracer as a function of sampling time. Inflow volumes can be calculated from transient flow models. Inflow volumes can be used to estimate a well's inflow profile.
Молекулы индикаторов могут быть обнаружены устройством обнаружения, таким как зонд. Устройство обнаружения может способствовать мониторингу и/или анализу индикатора в добываемой текучей среде в режиме реального времени.Indicator molecules can be detected by a detection device such as a probe. The detection device may facilitate monitoring and/or analysis of the tracer in the produced fluid in real time.
Индикатор может быть расположен в камере задержки, чтобы обеспечить текучей среде возможность контактировать с индикатором, когда она проходит вокруг индикаторного материала в индикаторной камере.The indicator may be located in the delay chamber to allow the fluid to contact the indicator as it passes around the indicator material in the indicator chamber.
Индикатор может быть выполнен с возможностью выборочного выпуска молекул индикатора из индикаторного материала в текучую среду в камеру задержки при контакте с конкретной скважинной текучей средой. Индикатор предпочтительно выполнен с возможностью выпуска молекул индикатора в индикаторную камеру, когда индикатор подвергается воздействию целевой текучей среды, то есть нефти, газа или воды.The indicator may be configured to selectively release indicator molecules from the indicator material into a fluid in a delay chamber upon contact with a particular well fluid. The indicator is preferably configured to release indicator molecules into the indicator chamber when the indicator is exposed to a target fluid, ie oil, gas or water.
Варианты выполнения третьего аспекта изобретения могут включать один или несколько признаков первого или второго аспектов изобретения или их вариантов выполнения, или наоборот.Embodiments of the third aspect of the invention may include one or more features of the first or second aspects of the invention or embodiments thereof, or vice versa.
В соответствии с четвертым аспектом изобретения, предложено устройство с отводящей камерой для количественного многофазного скважинного наблюдения за нефтью, при этом устройство содержит:In accordance with a fourth aspect of the invention, there is provided an outlet chamber device for quantitative multiphase downhole oil monitoring, the device comprising:
проточную отводящую камеру для отведенного потока, содержащую: одно или несколько выпускных отверстий,a flow outlet chamber for the diverted flow, comprising: one or more outlet openings,
секцию разделения фаз потока для разделения отведенного потока на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности,a flow phase separating section for separating the diverted flow into a low density flow phase and a high density flow phase,
камеру задержки,delay chamber,
систему выпуска индикатора для по меньшей мере одного индикатора, иan indicator release system for the at least one indicator, and
по меньшей мере один ограничитель потока, проточно сообщающийся с камерой задержки, иat least one flow restrictor in fluid communication with the delay chamber, and
по меньшей мере один клапан, выполненный с возможностью выборочного управления потоком текучей среды через указанное одно или несколько выпускных отверстий.at least one valve configured to selectively control the flow of fluid through said one or more outlets.
Устройство с отводящей камерой может содержать одно или несколько впускных отверстий. Указанный по меньшей мере один клапан может быть выполнен с возможностью выборочного управления потоком текучей среды через указанное одно или несколько впускных отверстий.The outlet chamber device may include one or more inlet openings. The at least one valve may be configured to selectively control the flow of fluid through said one or more inlet openings.
Варианты выполнения четвертого аспекта изобретения могут включать один или несколько признаков любого из аспектов изобретения с первого по третий или их вариантов выполнения, или наоборот.Embodiments of the fourth aspect of the invention may include one or more features of any of the first through third aspects or embodiments thereof, or vice versa.
В соответствии с пятым аспектом изобретения, предложен способ количественного внутрискважинного наблюдения за многофазным потоком, содержащим по меньшей мере две фазы любого из нефти, воды или газа, в нефтяной скважине, причем способ включает:In accordance with a fifth aspect of the invention, there is provided a method for quantitative downhole monitoring of a multiphase flow comprising at least two phases of any of oil, water or gas in an oil well, the method comprising:
использование по меньшей мере одной отводящей камеры, содержащей:using at least one outlet chamber containing:
- секцию разделения фаз потока,- flow phase separation section,
- индикаторную камеру,- indicator camera,
- одно или несколько выпускных отверстий,- one or more outlets,
- по меньшей мере один ограничитель потока,- at least one flow limiter,
- систему выпуска индикатора с одним или несколькими индикаторами,- indicator release system with one or more indicators,
- по меньшей мере один клапан, выполненный с возможностью выборочного управления потоком текучей среды через указанное одно или несколько выпускных отверстий,- at least one valve configured to selectively control the flow of fluid through said one or more outlets,
разделение отведенного потока в отводящей камере на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности,dividing the diverted flow in the diverting chamber into a low-density flow phase and a high-density flow phase,
выпуск по меньшей мере одного индикатора в индикаторную камеру,releasing at least one indicator into the indicator chamber,
пропускание разделенных фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности через каждый ограничитель потока,passing separated low-density flow phase and high-density flow phase through each flow restrictor,
открытие указанного по меньшей мере одного клапана,opening of said at least one valve,
вымывание фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности с индикаторным облаком из отводящей камеры через выпускные отверстия в локальный поток внутри скважины,washing out the low-density flow phase and the high-density flow phase with an indicator cloud from the outlet chamber through the outlet holes into the local flow inside the well,
проведение мониторинга индикатора в добываемом потоке в точке обнаружения ниже по потоку от выпускных отверстий.monitoring the tracer in the production stream at a detection point downstream of the outlets.
Варианты выполнения пятого аспекта изобретения могут включать один или несколько признаков любого из аспектов с первого по четвертый или их вариантов выполнения, или наоборот.Embodiments of the fifth aspect of the invention may include one or more features of any of the first through fourth aspects or embodiments thereof, or vice versa.
В соответствии с шестым аспектом изобретения, предложен способ количественного внутрискважинного наблюдения за многофазным потоком, содержащим по меньшей мере две фазы любого из нефти, воды или газа, в нефтяной скважине, причем способ включает:In accordance with a sixth aspect of the invention, there is provided a method for quantitative downhole monitoring of a multiphase flow comprising at least two phases of any of oil, water or gas in an oil well, the method comprising:
установку по меньшей мере одной отводящей камеры, содержащей:installation of at least one outlet chamber containing:
- секцию разделения фаз потока,- flow phase separation section,
- индикаторную камеру,- indicator camera,
- одно или несколько выпускных отверстий,- one or more outlets,
- по меньшей мере один ограничитель потока,- at least one flow limiter,
- систему выпуска индикатора с одним или несколькими индикаторами,- indicator release system with one or more indicators,
- по меньшей мере один клапан, выполненный с возможностью выборочное управление потоком текучей среды через указанное по меньшей мере одно выпускное отверстие,- at least one valve configured to selectively control the flow of fluid through said at least one outlet,
разделение отведенного потока в отводящей камере на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности,dividing the diverted flow in the diverting chamber into a low-density flow phase and a high-density flow phase,
пропускание разделенных фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности через каждый ограничитель потока,passing separated low-density flow phase and high-density flow phase through each flow restrictor,
закрытие указанного по меньшей мере одного клапана на определенный период времени для приостановки отводящей камеры,closing said at least one valve for a certain period of time to pause the outlet chamber,
открытие указанного по меньшей мере одного клапана для выпуска молекул индикатора,opening said at least one valve to release indicator molecules,
вымывание фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности с индикаторным облаком из отводящей камеры через выпускные отверстия в локальный поток внутри скважины,washing out the low-density flow phase and the high-density flow phase with an indicator cloud from the outlet chamber through the outlet holes into the local flow inside the well,
проведение мониторинга индикатора в добываемом потоке в точке обнаружения ниже по потоку от выпускных отверстий.monitoring the tracer in the production stream at a detection point downstream of the outlets.
Варианты выполнения шестого аспекта изобретения могут включать один или несколько признаков любого из аспектов с первого по пятый или их вариантов выполнения, или наоборот.Embodiments of the sixth aspect of the invention may include one or more features of any of the first through fifth aspects or embodiments thereof, or vice versa.
В соответствии с седьмым аспектом изобретения, предложен способ количественного внутрискважинного наблюдения за многофазным потоком, содержащим по меньшей мере две фазы любого из нефти, воды или газа, в нефтяной скважине, причем скважина в местах расположения индикаторных источников является по существу горизонтальной и/или слегка наклонной конструкцией, содержащей одно или несколько положений индикаторных источников, имеющих один или несколько локальных многофазных потоков внутри скважины,In accordance with a seventh aspect of the invention, there is provided a method for quantitative downhole monitoring of multiphase flow containing at least two phases of any of oil, water or gas in an oil well, the well being substantially horizontal and/or slightly inclined at the locations of the indicator sources. a structure containing one or more positions of indicator sources having one or more local multiphase flows inside the well,
обеспечение части локального потока, отведенному потоку, возможности поступать в локально расположенную отводящую камеру, причем отводящая камера содержит:providing a portion of the local flow, the diverted flow, with the ability to enter a locally located outlet chamber, wherein the outlet chamber contains:
секцию разделения фаз потока,flow phase separation section,
камеру задержки заданного объема,delay chamber of a given volume,
один или несколько впускных портов и один или несколько выпускных портов, причем впускные порты расположены выше по потоку от выпускных портов,one or more inlet ports and one or more outlet ports, the inlet ports being located upstream of the outlet ports,
по меньшей мере первый ограничитель потока для фазы потока низкой плотности и второй ограничитель потока для фазы потока высокой плотности,at least a first flow restrictor for the low density flow phase and a second flow restrictor for the high density flow phase,
одну или несколько систем выпуска индикатора,one or more indicator release systems,
один или несколько индикаторов, имеющих сходство по свойствам с одной или несколькими фазами текучей среды,one or more indicators having similar properties to one or more phases of the fluid medium,
после того, как отведенный поток поступил во впускные порты, обеспечение отведенному потоку возможности разделиться на фазу потока низкой плотности, обычно на углеводородную фазу, и на фазу потока высокой плотности, обычно на водную фазу,after the diverted stream has entered the inlet ports, allowing the diverted stream to separate into a low density stream phase, typically a hydrocarbon phase, and a high density stream phase, typically an aqueous phase,
активацию системы выпуска индикатора для выпуска по меньшей мере одной дозы по меньшей мере одного из индикаторов в камеру задержки для формирования индикаторного облака или нескольких дискретных облаков в той же камере с концентрацией индикатора выше, чем фоновая концентрация индикаторов,activating the indicator release system to release at least one dose of at least one of the indicators into the delay chamber to form an indicator cloud or multiple discrete clouds in the same chamber with an indicator concentration higher than the background concentration of indicators,
пропускание разделенных фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности, то есть водной и нефтяной фаз или газовой и нефтяной фаз, через каждый дополнительный ограничитель потока, передpassing separated low density flow phase and high density flow phase, i.e. water and oil phases or gas and oil phases, through each additional flow restrictor, before
использованием разности давлений между указанными впускными портами и указанными выпускными портами для выпуска фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности с индикаторным облаком из отводящей камеры через выпускные отверстия (в локальный поток внутри скважины),using a pressure difference between said inlet ports and said outlet ports to release a low-density flow phase and a high-density flow phase with an indicator cloud from the outlet chamber through the outlets (into the local flow within the well),
проведение мониторинга потока по реакциям индикатора в добываемом потоке в точке обнаружения ниже по потоку от выпускных отверстий, иperforming flow monitoring based on indicator responses in the produced stream at the detection point downstream of the outlets, and
вычисление характерного времени вымывания каждого индикатора в отводящей камере или времени прохождения каждого индикатора через отводящую камеру на основе концентрации одного или нескольких индикаторов в контролируемом потоке.calculating the characteristic washout time of each indicator in the outlet chamber or the transit time of each indicator through the outlet chamber based on the concentration of one or more indicators in the controlled flow.
Один или несколько индикаторов могут быть добавлены к неразделенной части потока в камере задержки или после того, как потокам было позволено разделиться, а затем индикаторы добавлены в каждую отдельную фазу.One or more indicators may be added to the undivided portion of the stream in a delay chamber or after the streams have been allowed to separate, and then indicators are added to each separate phase.
Индикаторы могут иметь сходство по свойствам с одной или несколькими фазами текучей среды, например, индикаторы к углеводородным фазам, таким как нефть или газ, и индикаторы к водной фазе.Indicators may have properties similar to one or more fluid phases, for example, indicators for hydrocarbon phases such as oil or gas, and indicators for the aqueous phase.
Можно также использовать нейтральные индикаторы, которые имеют сходство по свойствам с обеими фазами, а сигнал, индикаторный след, может быть считан в соответствии с установленными ограничивающими свойствами и ожидаемым поведением фаз, проходящих через отводящую камеру и скважину с разными постоянными времени.Neutral tracers that have similar properties to both phases can also be used, and the trace signal can be read according to the specified limiting properties and expected behavior of the phases passing through the outlet chamber and the well at different time constants.
Использование системы без разделения фаз и имеющей только общий ограничительный узел не позволяет использовать нейтральный индикатор. Это может быть выгодно, когда речь идет о системе выпуска индикатора внутри отводящей камеры, а также в отношении количества доступных или возможных индикаторов.The use of a system without phase separation and having only a common limiting unit does not allow the use of a neutral indicator. This can be advantageous when it comes to the indicator release system within the outlet chamber, as well as the number of available or possible indicators.
Способ может включать использование индикатора воды и нейтрального индикатора в комбинации, вместо индикаторов воды и нефти для водно-нефтяной системы.The method may include using a water indicator and a neutral indicator in combination, instead of water and oil indicators for a water-oil system.
В способе можно использовать заданный объем камеры, оценивая разность давлений в скважине между впускным и выпускным портами.The method can use a given chamber volume by estimating the pressure difference in the well between the inlet and outlet ports.
Способ может включать расчет задержек и/или расходов для каждой фазы локальных многофазных потоков.The method may include calculating delays and/or costs for each phase of local multiphase flows.
Варианты выполнения седьмого аспекта изобретения могут включать один или несколько признаков любого из аспектов с первого по шестой или их вариантов выполнения, или наоборот.Embodiments of the seventh aspect of the invention may include one or more features of any of the first through sixth aspects or embodiments thereof, or vice versa.
В соответствии с восьмым аспектом изобретения, предложено устройство для выпуска индикатора с отводящей камерой для количественного многофазного скважинного наблюдения за нефтью,In accordance with the eighth aspect of the invention, there is provided a tracer release device with an outlet chamber for quantitative multiphase downhole oil monitoring,
при этом проточная отводящая камера для отведенного потока имеет удлиненный, по меньшей мере частично цилиндрический, корпус для размещения в нефтяной скважине и содержащий:wherein the flow-through outlet chamber for the diverted flow has an elongated, at least partially cylindrical, housing for placement in an oil well and containing:
одно или несколько впускных отверстий и одно или несколько выпускных отверстий, расположенных, соответственно, в верхней по потоку и в нижней по потоку части индикаторной отводящей камеры,one or more inlet openings and one or more outlet openings located, respectively, in the upstream and downstream portion of the indicator outlet chamber,
секцию разделения фаз потока,flow phase separation section,
камеру задержки,delay chamber,
систему выпуска индикатора для по меньшей мере одного индикатора, имеющего сходство по свойствам с одной или несколькими фазами потока нефти,an indicator release system for at least one indicator having properties similar to one or more phases of the oil flow,
по меньшей мере один ограничитель потока для фазы низкой плотности, иat least one flow restrictor for the low density phase, and
ограничитель потока для фазы высокой плотности, проточно сообщающийся с камерой задержки,flow limiter for the high-density phase, in fluid communication with the delay chamber,
причем ограничители потока имеющие предварительно определенную эффективность ограничения.wherein flow limiters having a predetermined limiting efficiency.
Варианты выполнения восьмого аспекта изобретения могут включать один или несколько признаков любого из аспектов с первого по седьмой или их вариантов выполнения, или наоборот.Embodiments of the eighth aspect of the invention may include one or more features of any of the first through seventh aspects or embodiments thereof, or vice versa.
В соответствии с девятым аспектом изобретения, предложен способ интерпретации для количественного многофазного внутрискважинного наблюдения для нефтяной скважины с добываемым потоком в скважине, включающий:In accordance with a ninth aspect of the invention, there is provided an interpretation method for quantitative multiphase downhole monitoring for an oil well with a producing well flow, comprising:
предоставление данных из добывающей скважины, имеющей по меньшей мере одну отводящую камеру с разделенными фазами потока через отдельные ограничители потока для одного или нескольких положений индикатора, и один или несколько локальных многофазных добываемых потоков,providing data from a production well having at least one production chamber with separated flow phases through separate flow restrictors for one or more indicator positions, and one or more local multiphase production flows,
при этом данные включают измерения индикаторов в добываемом потоке в точке (D) обнаружения ниже по потоку от камеры задержки для определения значений концентрации индикаторов для одного или нескольких индикаторов, иwherein the data includes measurements of tracers in the production stream at a detection point (D) downstream of the delay chamber to determine tracer concentration values for one or more tracers, and
- расчет характерного времени вымывания или времени прохождения разделенных фаз в камерах задержки на основе концентрации индикатора.- calculation of the characteristic washout time or time of passage of separated phases in delay chambers based on the concentration of the indicator.
Способ интерпретации может включать использование известного объема камеры и известной эффективности ограничения для указанных ограничителей потока, оценку разности давлений в основной трубе и вычисление задержки для контролируемых местоположений.The interpretation method may include using the known chamber volume and known restriction efficiency for the specified flow restrictors, estimating the pressure difference in the main pipe, and calculating the delay for the monitored locations.
Способ интерпретации может включать использование известного объема камеры и известной эффективности ограничения для указанных ограничителей потока, оценку падения давления в основной трубе и вычисление расходов для каждой фазы для контролируемых местоположений.The interpretation method may include using the known chamber volume and known restriction efficiency for the specified flow restrictors, estimating the pressure drop in the main pipe, and calculating the flow rates for each phase for the monitored locations.
Варианты выполнения девятого аспекта изобретения могут включать один или несколько признаков любого из аспектов с первого по восьмой или их вариантов выполнения, или наоборот.Embodiments of the ninth aspect of the invention may include one or more features of any of the first through eighth aspects or embodiments thereof, or vice versa.
В соответствии с десятым аспектом изобретения, предложен способ выпуска по меньшей мере одного индикатора в многофазный поток, содержащий по меньшей мере две фазы любого из нефти, воды или газа, в нефтяной скважине, причем способ включает:In accordance with a tenth aspect of the invention, there is provided a method of releasing at least one tracer into a multiphase stream containing at least two phases of any of oil, water or gas in an oil well, the method comprising:
установку по меньшей мере одной отводящей камеры, содержащей:installation of at least one outlet chamber containing:
- секцию разделения фаз потока,- flow phase separation section,
- индикаторную камеру,- indicator camera,
- один или несколько выпускных портов,- one or more outlet ports,
- по меньшей мере один ограничитель потока,- at least one flow limiter,
- систему выпуска индикатора с одним или несколькими индикаторами,- indicator release system with one or more indicators,
разделение отведенного потока в отводящей камере на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности,dividing the diverted flow in the diverting chamber into a low-density flow phase and a high-density flow phase,
выпуск по меньшей мере одного индикатора в индикаторную камеру,releasing at least one indicator into the indicator chamber,
пропускание разделенных фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности через каждый ограничитель потока,passing separated low-density flow phase and high-density flow phase through each flow restrictor,
вымывание фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности с индикаторным облаком из отводящей камеры через выпускные порты в локальный поток внутри скважины.washing out the low-density flow phase and the high-density flow phase with an indicator cloud from the outlet chamber through the outlet ports into the local flow inside the well.
Варианты выполнения десятого аспекта изобретения могут включать один или несколько из любых признаков с первого по девятый аспект изобретения или их вариантов выполнения, или наоборот.Embodiments of the tenth aspect of the invention may include one or more of any of the features of the first through ninth aspects of the invention or embodiments thereof, or vice versa.
В соответствии с одиннадцатым аспектом изобретения, предложен способ отбора проб для анализа при мониторинге скважины с многофазным потоком, включающий:In accordance with an eleventh aspect of the invention, there is provided a method for collecting samples for analysis in monitoring a multiphase flow well, comprising:
установку по меньшей мере одной отводящей камеры, содержащей:installation of at least one outlet chamber containing:
- секцию разделения фаз потока,- flow phase separation section,
- индикаторную камеру,- indicator camera,
- один или несколько выпускных портов,- one or more outlet ports,
- по меньшей мере один ограничитель потока,- at least one flow limiter,
- систему выпуска индикатора с одним или несколькими индикаторами,- indicator release system with one or more indicators,
разделение отведенного потока в отводящей камере на фазу потока низкой плотности и фазу потока высокой плотности,dividing the diverted flow in the diverting chamber into a low-density flow phase and a high-density flow phase,
выпуск по меньшей мере одного индикатора в индикаторную камеру,releasing at least one indicator into the indicator chamber,
пропускание разделенных фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности через каждый ограничитель потока,passing separated low-density flow phase and high-density flow phase through each flow restrictor,
вымывание фазы потока низкой плотности и фазы потока высокой плотности с индикаторным облаком из отводящей камеры через выпускные порты в локальный поток внутри скважины, иwashing out the low-density flow phase and the high-density flow phase with the tracer cloud from the outlet chamber through the outlet ports into the local flow within the well, and
отбор проб в местоположении ниже по потоку от указанной по меньшей мере одной отводящей камеры.sampling at a location downstream of said at least one outlet chamber.
Варианты выполнения одиннадцатого аспекта изобретения могут включать один или несколько из любых признаков с первого по десятый аспект изобретения или их вариантов выполнения, или наоборот.Embodiments of the eleventh aspect of the invention may include one or more of any of the features of the first through tenth aspects of the invention or embodiments thereof, or vice versa.
В соответствии с двенадцатым аспектом изобретения, предложен способ количественного внутрискважинного наблюдения за многофазным потоком, содержащим по меньшей мере две фазы любого из нефти, воды или газа, в нефтяной скважине,In accordance with a twelfth aspect of the invention, there is provided a method for quantitative downhole monitoring of a multiphase flow containing at least two phases of any of oil, water or gas in an oil well,
при этом скважина содержит по меньшей мере одну отводящую камеру, содержащую:wherein the well contains at least one outlet chamber containing:
- секцию разделения фаз потока,- flow phase separation section,
- камеру задержки,- delay chamber,
- один или несколько выпускных портов,- one or more outlet ports,
- по меньшей мере один ограничитель потока,- at least one flow limiter,
- систему выпуска индикатора с одним или несколькими индикаторами,- indicator release system with one or more indicators,
получение проб, отобранных из добываемого потока в местоположении ниже по потоку от указанной по меньшей мере одной отводящей камеры в известное время отбора проб,obtaining samples taken from the production stream at a location downstream of said at least one outlet chamber at a known sampling time,
измерение концентрации индикатора для указанного одного или нескольких индикаторов в пробах,measuring the indicator concentration for a specified one or more indicators in samples,
вычисление характерного времени вымывания или времени прохождения для разделенных фаз в камере задержки на основе концентрации индикатора.Calculation of the characteristic washout time or transit time for the separated phases in the delay chamber based on the concentration of the indicator.
Варианты выполнения двенадцатого аспекта изобретения могут включать один или несколько из любых признаков с первого по одиннадцатый аспект изобретения или их вариантов выполнения, или наоборот.Embodiments of the twelfth aspect of the invention may include one or more of any of the features of the first through eleventh aspects of the invention or embodiments thereof, or vice versa.
В соответствии с тринадцатым аспектом изобретения, предложен способ количественного внутрискважинного наблюдения за многофазным потоком, включающийIn accordance with a thirteenth aspect of the invention, there is provided a method for quantitative downhole monitoring of multiphase flow, comprising
расчет характерного времени вымывания или времени прохождения для разделенных фаз на основе измеренных концентраций индикатора для одного или нескольких индикаторов в пробах, отобранных из добываемого потока в местоположении ниже по потоку от по меньшей мере одной отводящей камеры при известном времени отбора проб.calculating a characteristic washout time or transit time for the separated phases based on measured indicator concentrations for one or more indicators in samples taken from the production stream at a location downstream of the at least one outlet chamber at a known sampling time.
Варианты выполнения тринадцатого аспекта изобретения могут включать один или несколько из любых признаков с первого по двенадцатый аспект изобретения или их вариантов выполнения, или наоборот.Embodiments of the thirteenth aspect of the invention may include one or more of any of the features of the first through twelfth aspects of the invention or embodiments thereof, or vice versa.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
Ниже исключительно в качестве примера описаны различные варианты выполнения изобретения со ссылкой на следующие чертежи (одинаковые номера позиции относятся к одинаковым признакам), на которых:Various embodiments of the invention are described below, solely by way of example, with reference to the following drawings (like reference numerals refer to like features), in which:
Фиг. 1 изображает упрощенный вид нефтяной скважины с отводящими камерами, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения. На чертеже показан вариант выполнения с четырьмя отводящими камерами, расположенными в горизонтальной части скважины или в слегка наклонном участке,Fig. 1 depicts a simplified view of an oil well with production chambers, in accordance with one embodiment of the invention. The drawing shows an embodiment with four outlet chambers located in the horizontal part of the well or in a slightly inclined area,
Фиг. 2А изображает вид отводящей камеры в продольном разрезе, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения.Fig. 2A is a longitudinal sectional view of a discharge chamber in accordance with one embodiment of the invention.
Фиг. 2В-2Е изображают виды в разрезе по линиям, соответственно, А-А, В-В, С-С и D-D, показанным на Фиг. 2А,Fig. 2B-2E are sectional views along lines A-A, B-B, C-C and D-D, respectively, shown in FIG. 2A,
Фиг. 3А изображает вид в продольном разрезе отводящей камеры, в соответствии с другим вариантом выполнения изобретения, в котором ограничители потока размещены выше по потоку от камеры задержки,Fig. 3A is a longitudinal sectional view of a discharge chamber, in accordance with another embodiment of the invention, in which flow restrictors are located upstream of the delay chamber,
Фиг. 3В-3Е изображают виды в разрезе по линиям, соответственно, А-А, В-В, С-С и D-D, показанным на Фиг. 3А,Fig. 3B to 3E are sectional views along lines A-A, B-B, C-C and D-D, respectively, shown in FIG. 3A,
Фиг. 4А изображает вид в продольном разрезе отводящей камеры, в соответствии с дополнительным вариантом выполнения изобретения, в котором индикатор выпускается в известном месте внутри камеры задержки в заранее определенное время или после команды или наступления любого другого заранее заданного события в скважине,Fig. 4A is a longitudinal sectional view of a release chamber, in accordance with a further embodiment of the invention, in which the indicator is released at a known location within the delay chamber at a predetermined time or upon a command or occurrence of any other predetermined downhole event,
Фиг. 4В-4Е изображают виды в разрезе по линиям, соответственно, А-А, В-В, С-С и D-D, показанньгм на Фиг. 4А,Fig. 4B to 4E are sectional views along lines A-A, B-B, C-C and D-D, respectively, shown in FIG. 4A,
Фиг. 5 изображает вид в продольном разрезе, в соответствии с дополнительным вариантом выполнения изобретения, в котором индикатор выпускается в начале и в конце камеры задержки для создания двух обнаруживаемых пиков в точке обнаружения,Fig. 5 is a longitudinal sectional view, in accordance with a further embodiment of the invention, in which the indicator is released at the beginning and end of the delay chamber to create two detectable peaks at the detection point,
Фиг. 5В-5Е изображают виды в разрезе по линиям, соответственно, А-А, В-В, С-С и D-D, показанным на Фиг. 4А,Fig. 5B to 5E are sectional views along lines A-A, B-B, C-C and D-D, respectively, shown in FIG. 4A,
Фиг. 6 иллюстрирует функциональные возможности изобретения и показывает часть камеры задержки и верхнего и нижнего ограничителя,Fig. 6 illustrates the functionality of the invention and shows part of the delay chamber and the upper and lower limiter,
Фиг. 7 изображает снимок секции испытательной трубы, иллюстрирующий поступление смеси из основной трубы в отводящую камеру, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, и разделяющуюся на две отдельные фазы,Fig. 7 is a photograph of a section of test pipe illustrating the mixture from the main pipe entering the outlet chamber, in accordance with one embodiment of the invention, and separating into two separate phases,
Фиг. 8 графически изображает распределения давления в основной трубе и затрубном пространстве,Fig. 8 graphically depicts the pressure distribution in the main pipe and annulus,
Фиг. 9А изображает виды в аксонометрии устройства ограничения потока в отводящей камере, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения,Fig. 9A is a perspective view of a flow restriction device in an outlet chamber, in accordance with one embodiment of the invention,
Фиг. 9В и 9С показывают продольный разрез дополнительных устройств ограничения потока в отводящих камерах, в соответствии с вариантами выполнения изобретения,Fig. 9B and 9C show a longitudinal section through additional flow restriction devices in the outlet chambers, in accordance with embodiments of the invention,
Фиг. 10 изображает поперечное сечение отводящей камеры, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, с несколькими ограничителями потока,Fig. 10 shows a cross-section of a discharge chamber, in accordance with one embodiment of the invention, with several flow restrictors,
Фиг. 11 изображает систему выпуска индикатора для использования в отводящей камере, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения,Fig. 11 depicts an indicator release system for use in a discharge chamber, in accordance with one embodiment of the invention,
Фиг. 12А и 12В изображают в продольном разрезе отводящую камеру, в соответствии с одним аспектом изобретения, показанную, соответственно, в наклонной и в целом горизонтальной скважине,Fig. 12A and 12B depict a longitudinal sectional view of a withdrawal chamber, in accordance with one aspect of the invention, shown, respectively, in an inclined and generally horizontal well,
Фиг. 13А, 13В и 13С изображают виды в аксонометрии отводящей камеры, в соответствии с одним аспектом изобретения,Fig. 13A, 13B and 13C depict perspective views of a discharge chamber, in accordance with one aspect of the invention,
Фиг.14 изображает продольный разрез отводящей камеры, в соответствии с еще одним вариантом выполнения изобретения,Fig. 14 shows a longitudinal section of the outlet chamber, in accordance with another embodiment of the invention,
Фиг. 15А изображает вид в продольном разрезе отводящей камеры, содержащей механическую систему выпуска индикатора, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения,Fig. 15A is a longitudinal sectional view of a discharge chamber containing a mechanical indicator release system, in accordance with one embodiment of the invention,
Фиг. 15В изображает увеличенный вид механической системы для выпуска индикатора, показанной на Фиг. 15А.Fig. 15B is an enlarged view of the mechanical indicator release system shown in FIG. 15A.
Фиг. 16А и 16В изображают схематические виды отводящей камеры, содержащей узел кинематического клапана давления, в соответствии с одним аспектом изобретения.Fig. 16A and 16B depict schematic views of a discharge chamber containing a kinematic pressure valve assembly, in accordance with one aspect of the invention.
Фиг. 17А и 17В изображают схематические виды отводящей камеры, содержащей узел клапана разности давлений, в соответствии с одним аспектом изобретения.Fig. 17A and 17B are schematic views of a discharge chamber containing a differential pressure valve assembly in accordance with one aspect of the invention.
Фиг. 18А-18С изображают схематические виды отводящей камеры, содержащей отводящую наружу секцию, в соответствии с одним аспектом изобретения.Fig. 18A-18C depict schematic views of an outlet chamber containing an outward outlet section, in accordance with one aspect of the invention.
Фиг. 19А и 19С изображают схематические виды отводящей камеры, содержащей отводящую наружу секцию и впускное отверстие, сообщающийся с затрубным пространством, в соответствии с одним аспектом изобретения.Fig. 19A and 19C depict schematic views of an outlet chamber including an outflow section and an inlet in communication with the annulus, in accordance with one aspect of the invention.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ВЫПОЛНЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF PREFERRED IMPLEMENTATION OPTIONS
Фиг. 1 изображает упрощенный вид в разрезе эксплуатационной скважины 10. В скважине расположена центральная эксплуатационная колонна 12, окруженная затрубным пространством 13. Объемы притока текучих сред входят в скважину из пласта в центральную эксплуатационную колонну 12 через отдельные точки притока. Проточные отводящие камеры 12 установлены в эксплуатационной колонне или на ней и расположены рядом с каждым местом притока. Индикаторы выпускаются из отводящих камер и измеряются на поверхности 16, чтобы предоставлять информацию о том, в каких местах происходит приток, его многофазных условиях и с каким расходом. В этом примере имеется четыре отводящие камеры 12а, 12b, 12с и 12d. Однако может иметься другое количество зон притока и/или отводящих камер, чем то количество, что показано на Фиг. 1. Каждая отводящая камера имеет впускные отверстия 20 и выпускные отверстия 22.Fig. 1 depicts a simplified cross-sectional view of a
Фиг. 2А изображает отводящую камеру 100, которая имеет индикаторный материал 124, расположенный в отводящем проточном канале 118. Отводящая камера также содержит ограничители 126 потока в отводящем проточном канале 118. В примере, показанном на Фиг. 2А, ограничители 126 потока расположены ниже по потоку от индикаторного источника. Однако, как обсуждается ниже, могут быть предусмотрены альтернативные конфигурации отводящей камеры. Ограничители 126 потока выполнены с возможностью быть фазозависимыми, поскольку ограничитель 126а потока ограничивает поток текучих сред низкой плотности, а ограничитель 126b потока ограничивает поток текучих сред высокой плотности.Fig. 2A depicts an
Фиг. 2В-2Е изображают виды в разрезе по линиям, соответственно, А-А, В-В, С-С и D-D, показанным на Фиг. 2А. Фиг. 2В изображает, что впускные отверстия 120 могут представлять собой ряд отверстий вокруг основной трубы, трубки или тому подобного (здесь проиллюстрирован вариант с отводом внутрь). Впускные порты 120а, 120b, 120с могут представлять собой одно или несколько отверстий, такие как пазы, дыры, решетки и т.д.Fig. 2B-2E are sectional views along lines A-A, B-B, C-C and D-D, respectively, shown in FIG. 2A. Fig. 2B illustrates that the
Отводящая камера 100 для отведенного потока имеет удлиненный, по меньшей мере частично цилиндрический, корпус 100а для размещения секции 130 разделения фаз. Эта секция должна обеспечивать разделение фаз с высокой и низкой плотностью. В этом примере секция разделения является, по меньшей мере частично, окружной, так что тяжелая фаза будет перемещаться в нижнюю часть камеры, а текучая среда с более низкой плотностью будет лежать сверху. Разделенные фазы затем будут протекать под действием разности давлений между впускными отверстиями 120 и выпускными отверстиями 122 через каждый дополнительный ограничитель потока с известной характеристикой на своем пути через отводящую камеру.The diverted
Далее со ссылкой на вариант выполнения изобретения, показанный на Фиг. 2А, функциональность изобретения сначала для простоты и для введения терминологии дается для однофазного потока, а затем оно распространяется на двухфазный поток. Для однофазного потока это выглядит следующим образом.Next, with reference to the embodiment of the invention shown in FIG. 2A, the functionality of the invention is first given for simplicity and to introduce terminology for single-phase flow, and then it is extended to two-phase flow. For a single-phase flow it looks like this:
Поток текучей среды в основной трубе 116 создает разность давлений между положениями впускного отверстия и выпускного отверстия, соединяющими основную трубу 116 и отводящую камеру 100, которая представляет собой кольцевую камеру 114, окружающую основную трубу.The fluid flow in the
Эта разность давлений между впускным отверстием и выпускным отверстием перемещает часть текучих сред через отводящую камеру 100 между впускным отверстием и выпускным отверстием. Индикаторные источники 124 установлены в части отводящей камеры, называемой камерой 140 задержки. Такой индикаторный источник создает индикаторное облако (концентрация заданного индикатора выше, чем фоновая концентрация) при наступлении предварительно определенного события, по команде или в определенное время, или из-за накопления индикатора после приостановки скважины, если индикаторы установлены в медленно выпускающем контейнере. В этом примере камера 140 задержки имеет индикаторный источник нефти и индикаторный источник 124b воды. Подробности таких способов установки и ограничений будут рассмотрены ниже.This pressure difference between the inlet and outlet ports moves a portion of the fluids through the
Поток текучей среды через камеру задержки перемещает индикаторное облако из отводящей камеры в скважину через выпускные отверстия 122. Дисперсия индикатора при движении вдоль камеры задержки создает характерный сигнал, называемый сигналом вымывания. Сигнал вымывания имеет пиковую концентрацию, за которой следует спад концентрации. Спад концентрации после пика может быть выражен медленно убывающей функцией, такой как экспоненциальная функция или степенная функция. Коэффициент в функциях, описывающих крутизну затухания, пропорционален скорости текучей среды внутри камеры задержки, и, таким образом, скорость текучей среды внутри камеры задержки может быть рассчитана на основе измеренной кривой затухания концентрации индикатора. Более крутая кривая, то есть более короткое время вымывания, соответствует более высокой скорости текучей среды внутри камеры задержки.The flow of fluid through the delay chamber moves the tracer cloud from the discharge chamber into the wellbore through the
Поток текучей среды через отводящую камеру 100 пропорционален разнице давлений между впускным 120 и выпускным 122 портами в основной трубе 116. Камера 140 задержки и ограничители потока 126 используются для получения продолжительности сигнала вымывания индикатора, который можно измерить в устье скважины с доступным временным разрешением измерения или частотой дискретизации. Кроме того, сигнал должен быть достаточно длительным, чтобы он не разрушался из-за дисперсии во время движения к точке обнаружения, которая может быть расположена после верхнего эксплуатационного оборудования скважины и надставки хвостовика. Обнаружение выполняется путем мониторинга в точке обнаружения, которая в одном варианте выполнения находится в скважине. Наблюдение может также или вместо этого выполняться в точке 16 обнаружения в устье скважины.The flow of fluid through the
Мониторинг может выполняться путем осмотра и/или обнаружения с помощью зонда, на линии, в потоке, измерения с задержкой и т.п. Такой мониторинг может быть более или менее непрерывным и улавливать индикаторные сигналы всякий раз, когда они происходят.В вариантах выполнения изобретения мониторинг выполняется путем анализа взятых проб текучей среды. Для этого требуется вариант с выпуском индикатора в запланированное время или автоматическое устройство для отбора проб, поскольку отбор проб вручную требует значительных ресурсов.Monitoring may be accomplished by inspection and/or probe detection, in-line, in-stream, time-delay measurement, or the like. Such monitoring may be more or less continuous and pick up indicator signals whenever they occur. In embodiments of the invention, monitoring is accomplished by analyzing fluid samples taken. This requires a scheduled tracer release option or an automatic sampling device since manual sampling is resource intensive.
Модификация длительности сигнала (длительность вымывания) может быть выполнена следующим образом: увеличение объема камеры задержки увеличивает время прохождения индикаторов через камеру задержки и, следовательно, продолжительность вымывания индикаторов. Увеличение объема может быть достигнуто благодаря увеличению длины (L) или площади поперечного сечения (S) камеры задержки. Связь между временем вымывания и длиной камеры задержки можно приблизительно описать следующим образом:Modification of the signal duration (washout duration) can be performed as follows: increasing the volume of the delay chamber increases the time it takes for the indicators to pass through the delay chamber and, consequently, the duration of the indicators washout. Increased volume can be achieved by increasing the length (L) or cross-sectional area (S) of the delay chamber. The relationship between washout time and delay chamber length can be roughly described as follows:
где L - длина камеры задержки, V - средняя скорость текучей среды в камере задержки. Связь между скоростью текучей среды в камере задержки и в ограничении потока следующая: V*S=Vr*Sr, где S - площадь поперечного сечения камеры задержки, Vr - скорость потока в узле / узлах ограничения потока, Sr - эффективная площадь поперечного сечения узла / узлов ограничения потока. Таким образом, увеличение площади поперечного сечения камеры задержки приводит к увеличению времени вымывания.where L is the length of the delay chamber, V is the average velocity of the fluid in the delay chamber. The relationship between the fluid velocity in the delay chamber and the flow restriction is as follows: V*S=Vr*Sr, where S is the cross-sectional area of the delay chamber, Vr is the flow velocity in the flow restriction node/s, Sr is the effective cross-sectional area of the node/s flow restriction nodes. Thus, increasing the cross-sectional area of the delay chamber leads to an increase in washout time.
В дополнение к модификации камеры задержки, увеличение времени прохождения индикатора в камере задержки может быть достигнуто путем модификации узлов ограничителя потока. Увеличение сопротивления узла ограничителя потока проходящему через него потоку текучей среды приводит к тому, что более низкая скорость текучей среды внутри камеры задержки соответствует разнице давлений между впускным и выпускным портами, таким образом, время прохождения и время вымывания больше для модифицированного узла ограничителя потока. Расход в камере задержки используется для расчета разности давлений между впускным и выпускным портами, а последнее используется для расчета расхода в основной трубе с использованием известных эмпирических корреляций разности давлений в зависимости от расхода текучей среды.In addition to modifying the delay chamber, increasing the indicator transit time in the delay chamber can be achieved by modifying the flow limiter assemblies. Increasing the resistance of the flow restrictor assembly to the fluid flow passing through it results in a lower fluid velocity within the delay chamber corresponding to the pressure difference between the inlet and outlet ports, thus the transit time and washout time are longer for the modified flow restrictor assembly. The flow rate in the delay chamber is used to calculate the pressure difference between the inlet and outlet ports, and the latter is used to calculate the flow rate in the main pipe using known empirical correlations of pressure difference versus fluid flow rate.
Для таких расчетов может не потребоваться точного соотношения между разностью давлений и расходом. В случае, когда несколько таких отводящих камер (12а, 12b, 12с, 12d (как показано на Фиг. 1) установлены вдоль скважины, производительность для каждого местоположения может быть получена из относительного сравнения времени вымывания для всех местоположений и известной общей производительности скважины.Such calculations may not require an exact relationship between pressure difference and flow rate. In the case where several such washout chambers (12a, 12b, 12c, 12d (as shown in FIG. 1)) are installed along a well, the productivity for each location can be obtained from a relative comparison of the washout time for all locations and the known overall productivity of the well.
Разность давлений между впускным отверстием и выпускным отверстием может быть оценена на основе предварительно определенного объема камеры.The pressure difference between the inlet and outlet can be estimated based on the predetermined chamber volume.
Фиг. 2А изображает вид в продольном разрезе одной из отводящих камер, показанных на Фиг. 1. Отводящая камера 100 расположена в затрубном пространстве 114 по периферии основной трубы 116. Отводящая камера 100 имеет отводящий проточный канал 118, имеющий впускные отверстия 120 и выпускные отверстия 122. На Фиг. 2В показано, что отводящая камера имеет множество впускных отверстий, через которые смешанные текучие среды 19 входят в отводящую камеру из основной трубы 116.Fig. 2A is a longitudinal sectional view of one of the discharge chambers shown in FIG. 1. The
На Фиг. 2С показан вид с торца секции разделения и показаны разделенные нефть 21 и вода 23 в отводящей камере. Фиг. 2D и 2Е изображают виды в разрезе, показывающие ограничители 126а и 126b потока с узкой трубкой. Окружающее «затрубное пространство» 127 теперь представляет собой глухую трубу или герметичную зону, по меньшей мере на впускном и выпускном концах, предотвращающую попадание потока в отводящей камере в эту зону, но ведущую в ограничители 126а и 126b потока.In FIG. 2C is an end view of the separation section and shows separated
Фиг. 3А изображает альтернативную конструкцию отводящей камеры. Отводящая камера 200 аналогична отводящей камере 100, описанной со ссылкой на Фиг. 2А, и будет понятна из описания Фиг. 2А. Однако ограничители 226а и 226b потока размещены выше по потоку от камеры 240 задержки. Камера 240 задержки содержит индикаторные источники 224, которые являются специфическими для текучей среды, то есть для воды 224а или нефти 224b.Fig. 3A depicts an alternative outlet chamber design. The
Фиг. 3В-3Е изображают виды в разрезе по линиям, соответственно, А-А, В-В, С-С и D-D разреза, показанным на Фиг. 3А. На Фиг. 3В показано, что отводящая камера имеет множество впускных отверстий, через которые смешанные текучие среды 19 входят в отводящую камеру из основной трубы 216. На Фиг. 2С показан вид с торца секции 230 разделения и показаны отделенные нефть 21 и вода 23 в отводящей камере. Фиг. 3D изображает вид в разрезе, показывающий ограничители 226а и 226b потока с узкой трубкой. На Фиг. ЗЕ показано, что отдельные фазы, прошедшие через соответствующие ограничители, контактируют с индикатором 224.Fig. 3B-3E are sectional views along section lines A-A, B-B, C-C and D-D, respectively, shown in FIG. 3A. In FIG. 3B shows that the outlet chamber has a plurality of inlets through which
Фиг. 4А изображает альтернативный вариант конструкции отводящей камеры. Отводящая камера 300 аналогична отводящим камерам 100 и 200, описанным со ссылкой на Фиг. 2А и 3А, и будет понятна из описания Фиг. 2А и 3А. Однако индикаторный источник выпускается только в известном месте 125 внутри камеры 340 задержки в заранее определенное время или после команды, или после наступления любого другого предварительно определенного события в скважине.Fig. 4A depicts an alternative design of the outlet chamber. The
Фиг. 4В-4Е изображают виды в разрезе по линиям, соответственно, А-А, В-В, С-С и D-D разреза, показанным на Фиг. 4А. Фиг. 4В - 4Е аналогичны видам в разрезе отводящих камер 200, показанных на Фиг. 3А, и будут понятны из описания Фиг. 3А.Fig. 4B-4E are sectional views along section lines A-A, B-B, C-C and D-D, respectively, shown in FIG. 4A. Fig. 4B through 4E are similar to the cross-sectional views of the
Фиг. 5А изображает альтернативный вариант конструкции отводящей камеры. Отводящая камера 400 аналогична отводящим камерам 100, 200, 300, описанным со ссылкой на Фиг. 2А, 3А и 4А, и будет понятна из описания Фиг. 2А, 3А и 4А. Однако индикатор 424а, 424b выпускается на двух разных концах камеры 440 задержки для создания двух обнаруживаемых пиков в точке обнаружения.Fig. 5A depicts an alternative design of the outlet chamber. The
Фиг. 5В-5Е изображают виды в разрезе по линиям, соответственно, А-А, В-В, С-С и D-D, показанным на Фиг. 5А, они аналогичны виду в разрезе отводящих камер 200, описанных со ссылкой на Фиг. 3А, и будут понятны из описания Фиг. 3А.Fig. 5B to 5E are sectional views along lines A-A, B-B, C-C and D-D, respectively, shown in FIG. 5A, they are similar to the cross-sectional view of the
Фиг. 6 изображает увеличенный вид части отводящей камеры 500, показывающий часть камеры 540 задержки и верхний и нижний ограничительные узлы 526а и 526b.Fig. 6 is an enlarged view of a portion of the outlet chamber 500 showing a portion of the delay chamber 540 and the upper and
Функциональность изобретения для двухфазного потока сначала описывается для простейшего случая, когда скважина является горизонтальной в месте установки отводящей камеры, а поток в основной трубе разделен. В этом случае часть камеры задержки заполнена первой фазой, то есть нефтью 21, а часть камеры задержки заполнена второй фазой, то есть водой 23. Расположение границы раздела двух фаз 21 и 23 в отводящей камере управляется только статическим давлением в вертикальном направлении и совмещено с расположением границы раздела в основной трубе. В результате поток камеры задержки разделяется на две части 540а и 540b, как показано на Фиг. 6.The functionality of the invention for two-phase flow is first described for the simplest case where the well is horizontal at the location of the discharge chamber and the flow in the main pipe is divided. In this case, part of the delay chamber is filled with the first phase, that is,
Вымывание каждой фазы можно рассматривать как вымывание из независимой камеры задержки. Воздействием межфазных сил на границе раздела двух фаз можно пренебречь, поскольку поверхность раздела составляет лишь небольшую часть поверхности фаз, а основное сопротивление обусловлено трением стенки и сопротивлением в ограничителях 526а и 526b потока.The washout of each phase can be considered as a washout from an independent delay chamber. The effects of interfacial forces at the interface between the two phases can be neglected since the interface constitutes only a small portion of the phase surface and the main resistance is due to wall friction and resistance in
Разность давлений между впускным отверстием и выпускным отверстием создает поток текучей среды в отводящей камере. Если основное падение давления происходит на ограничителе 526а и 526b, а не в камере 540 задержки, то скорость потока через ограничитель пропорциональна разности давлений, движущей поток ΔPB. В случае турбулентного потока через ограничитель это выглядит следующим образом (для ламинарного потока существует линейная зависимость скорости от перепада давления, но концептуальная функциональность такая же):The pressure difference between the inlet and outlet creates a fluid flow in the outlet chamber. If the main pressure drop occurs at restrictor 526a and 526b rather than at delay chamber 540, then the flow rate through the restrictor is proportional to the pressure difference driving the flow ΔP B . In the case of turbulent flow through a restrictor it looks like this (for laminar flow there is a linear relationship between velocity and pressure drop, but the conceptual functionality is the same):
где ΔPB - разность давлений между впускным и выпускным отверстиями в эксплуатационной колонне или основной трубе, или в отводящей камере, если скважинные текучие среды протекают в отводящем канале перед вхождением в основной скважинный поток, ρo и ρw - плотности, соответственно, нефти и воды.where ΔP B is the pressure difference between the inlet and outlet ports in the production string or main pipe, or in the outlet chamber if well fluids flow in the outlet channel before entering the main well flow, ρ o and ρ w are the densities, respectively, of oil and water.
Время вымывания индикатора нефти пропорционально площади, занимаемой нефтью в отводящей камере:The washout time of the oil indicator is proportional to the area occupied by oil in the outlet chamber:
где L - длина камеры задержки, So площадь поперечного сечения камеры задержки, занятая нефтяной фазой, и SR - поперечное сечение ограничения потока где ko(ρo, μo) - коэффициент пропорциональности, зависящий от свойств текучей среды и геометрии отводящей камеры. Этот коэффициент отличается для нефтяной и водной фаз, так как он зависит от плотности и вязкости текучей среды.where L is the length of the delay chamber, S o is the cross-sectional area of the delay chamber occupied by the oil phase, and S R is the cross-section of the flow restriction where k o (ρ o , μ o ) is a proportionality coefficient depending on the properties of the fluid medium and the geometry of the outlet chamber. This coefficient is different for the oil and water phases, since it depends on the density and viscosity of the fluid.
Точные коэффициенты для связи времени вымывания со скоростью потока и задержкой могут быть получены либо путем тестирования в контуре потока и/или с использованием эмпирических корреляций, либо численно для известных свойств текучей среды.Accurate coefficients for relating washout time to flow rate and delay can be obtained either by flow loop testing and/or empirical correlations, or numerically for known fluid properties.
Время вымывания воды можно записать аналогичным образом:The washout time can be written in a similar way:
где соотношение между площадью, занимаемой водой, - это разница между общим поперечным сечением отводящей камеры (Stotal) и площадью, занимаемой нефтью.where the ratio between the area occupied by water is the difference between the total cross-section of the outlet chamber ( Stotal ) and the area occupied by oil.
Время вымывания нефти (to) и воды (tw) измеряется в устье скважины и, таким образом, с использованием уравнений (*) и (**) можно рассчитать два неизвестных, задержку нефти в отводящей камере (So) и падение давления в основной трубе.The washout times of oil (to) and water (tw) are measured at the wellhead and thus, using equations (*) and (**), two unknowns, oil retention in the outlet chamber (So) and pressure drop in the main pipe can be calculated .
Задержка нефти в основной трубе может быть рассчитана по задержке нефти в отводящей камере из геометрических соображений. Разницу давлений между впускным и выпускным портами и задержку можно использовать для расчета расхода нефти и воды в основной трубе. Важно отметить, что площадь ограничения потока должна быть постоянной и не должна изменяться из-за задержек, иначе требуемый мониторинг будет невозможен.The oil retention in the main pipe can be calculated from the oil retention in the outlet chamber from geometric considerations. The pressure difference between the inlet and outlet ports and the delay can be used to calculate the flow of oil and water in the main pipe. It is important to note that the flow restriction area must be constant and not change due to delays, otherwise the required monitoring will not be possible.
Дисперсный поток в основной трубеDispersed flow in the main pipe
В случае смешанного / дисперсного потока в основной трубе ситуация более сложная, но принципиально такая же. Текучие среды после входа в камеру задержки, в этой конструкции кольцевой камерьг быстро отделяются, поскольку скорость текучей среды в кольцевой камере намного меньше, чем в основной трубе. См. пример лабораторных испытаний на Фиг. 7.In the case of a mixed/dispersed flow in the main pipe, the situation is more complex, but fundamentally the same. Fluids after entering the delay chamber in this annular chamber design are quickly separated because the fluid velocity in the annular chamber is much less than in the main pipe. See example of laboratory tests in Fig. 7.
На Фиг. 7 представлено изображение участка испытательной трубы, иллюстрирующее поступление смеси из основной трубы в отводящую камеру и разделение ее две отдельные фазы. Расход в основной трубе составляет 350 л / мин нефти и 150 л / мин воды, диаметр основной трубы составляет 100 мм, и поток полностью диспергирован. Изображение на Фиг. 7 показывает короткий путь потока до разделения текучей среды вдоль измерительной ленты. Дисперсный поток показан в точке «М». Чистая нефтяная фаза показана в точке «О», а чистая вода - в точке «W». Границу между двумя фазами можно увидеть в точке «О/W». Расстояние, на котором разделяются фазы, невелико, и в этом лабораторном испьпании оно составляло около 5 см. Таким образом, дисперсия в камере задержки очень мала, и ее наличием можно пренебречь. Как было отмечено при испытаниях контура потока, существует корреляция между задержкой в кольцевой камере и задержкой фаз в смеси. Однако взаимосвязь между задержкой в кольцевой камере и задержкой фаз более сложна в случае сегрегированного потока.In FIG. 7 is an image of a section of test pipe, illustrating the flow of the mixture from the main pipe into the outlet chamber and the separation of its two separate phases. The flow rate in the main pipe is 350L/min of oil and 150L/min of water, the diameter of the main pipe is 100mm, and the flow is completely dispersed. Image in Fig. 7 shows a short flow path prior to fluid separation along the measuring tape. The dispersed flow is shown at point "M". The pure oil phase is shown at point "O" and the pure water phase at point "W". The boundary between the two phases can be seen at the “O/W” point. The distance at which the phases separate is small, and in this laboratory experiment it was about 5 cm. Thus, the dispersion in the delay chamber is very small and its presence can be neglected. As noted in flow loop testing, there is a correlation between the delay in the annular chamber and the delay of phases in the mixture. However, the relationship between annular chamber delay and phase delay is more complex in the case of segregated flow.
Для случая дисперсного потока баланс объема (который совпадает с балансом массьг для несжимаемых текучих сред, который соответствует рассматриваемому случаю) каждой текучей среды в отводящей камере выглядит следующим образом:For the case of dispersed flow, the volume balance (which coincides with the mass balance for incompressible fluids, which corresponds to the case under consideration) of each fluid in the outlet chamber is as follows:
где Qi - общий приток смеси из основной трубы в кольцевую камеру, αo - это объемная доля нефти в смеси основной трубы, QBo - это поток отделенной (чистой) нефтяной фазы обратно в основную трубу через впускные порты, QBw - поток отделенной (чистой) водной фазы обратно в основную трубу через впускные порты.where Q i is the total influx of the mixture from the main pipe into the annular chamber, α o is the volume fraction of oil in the mixture of the main pipe, Q Bo is the flow of the separated (clean) oil phase back into the main pipe through the inlet ports, Q Bw is the flow of the separated (clean) aqueous phase back into the main pipe through the inlet ports.
Как видно из приведенного выше уравнения, задержка в затрубном пространстве не может быть легко получена из данных уравнений, приток смеси и отток каждой фазы в основном определяются падением давления в основной трубе. Однако обратный поток разделенной нефтяной и водной фазы зависит от распределения давления в основной трубе и в затрубном пространстве (отводящей камере).As can be seen from the above equation, the annulus delay cannot be easily obtained from these equations, the mixture inflow and outflow of each phase are mainly determined by the pressure drop in the main pipe. However, the return flow of the separated oil and water phase depends on the pressure distribution in the main pipe and in the annulus (discharge chamber).
Статическое давление, в свою очередь, напрямую связано с задержкой текучих сред, и типичное распределение статического давления показано на Фиг. 8.Static pressure, in turn, is directly related to fluid retention, and a typical static pressure distribution is shown in FIG. 8.
Фиг. 8 представляет собой графическое изображение распределения давления в основной трубе и затрубном пространстве рядом с впускными портами. Точные наклоны кривых зависят от расхода в основной трубе и от задержек различных текучих сред.Fig. 8 is a graphical representation of the pressure distribution in the main pipe and annulus near the inlet ports. The exact slopes of the curves depend on the flow rate in the main pipe and on the retention of the various fluids.
Стрелки «А» обозначают внешний диаметр затрубного пространства. Стрелки «В» обозначают диаметр основной трубы. Стрелка «С» указывает точку выхода нефти из затрубного пространства. Стрелка «D» указывает давление смеси в основной трубе. Стрелка «Е» показывает положение границы раздела в затрубном пространстве. Стрелка «F» показывает точку, в которой смесь в основных трубах входит в затрубное пространство. Стрелка «G» показывает точку выхода воды из затрубного пространства. Стрелка «Н» показывает давление в затрубном пространстве.Arrows “A” indicate the outer diameter of the annulus. The arrows “B” indicate the diameter of the main pipe. Arrow “C” indicates the point where oil exits the annulus. Arrow "D" indicates the pressure of the mixture in the main pipe. Arrow “E” shows the position of the interface in the annulus. Arrow "F" indicates the point at which the mixture in the main pipes enters the annulus. Arrow “G” shows the point where water exits the annulus. The arrow “H” indicates the pressure in the annulus.
Когда статическое давление в кольцевой камере выше, чем давление в основной трубе, текучая среда будет протекать в основную трубу и наоборот. Поэтому в случае смешения картина относительно сложная. В случае частично смешанных фаз или толстого слоя дисперсии между двумя разделенными фазами, протекающими в основной трубе, анализ довольно похож на случай полностью диспергированной смеси в основной трубе.When the static pressure in the annular chamber is higher than the pressure in the main pipe, the fluid will flow into the main pipe and vice versa. Therefore, in the case of mixing, the picture is relatively complex. In the case of partially mixed phases or a thick layer of dispersion between two separated phases flowing in the main pipe, the analysis is quite similar to the case of a fully dispersed mixture in the main pipe.
Уравнения и иллюстрации, приведенные выше на Фиг. 7 и 8, показывают только направление анализа и были представлены для объяснения основ физики. Для получения точных значений расхода каждой фазы следует использовать комбинацию экспериментального, аналитического и/или численного моделирования процесса. Как было показано выше, часть сегрегированных фаз может перемещаться обратно в основную трубу через впускные отверстия, и это можно учесть с помощью численного моделирования. Задержка в кольцевой камере (отводящей камере), занимаемой каждой фазой, не только связана с объемной долей поступающих текучих сред, но может зависеть от общего расхода в основной трубе, наклона трубы и физических свойств текучей среды, таких как вязкость, плотность и межфазное натяжение между двумя фазами.The equations and illustrations shown above in FIG. 7 and 8 show only the direction of analysis and were presented to explain the basic physics. A combination of experimental, analytical and/or numerical process modeling should be used to obtain accurate flow rates for each phase. As shown above, some of the segregated phases may move back into the main pipe through the inlets, and this can be taken into account using numerical simulations. The delay in the annular chamber (discharge chamber) occupied by each phase is not only related to the volume fraction of the incoming fluids, but may depend on the total flow rate in the main pipe, the inclination of the pipe, and the physical properties of the fluid such as viscosity, density, and interfacial tension between two phases.
Указанный один или несколько локальных многофазных добываемых потоков (Fl, F2, F3, показанные на Фиг. 1) представляют собой сумму распределенного по затрубному пространству потока через камеру задержки и внутренний объем основной трубы, когда отводящая камера является отводящей внутрь, но при этом поток через отводящую камеру будет незначителен по сравнению с потоком основной трубы, чтобы вызвать разделение текучих сред. Скорость потока в отводящей камере будет значительно ниже.The specified one or more local multiphase production flows (Fl, F2, F3, shown in Fig. 1) represent the sum of the flow distributed throughout the annulus through the delay chamber and the internal volume of the main pipe, when the outlet chamber is outlet inward, but at the same time the flow through the outlet chamber will be insignificant compared to the flow of the main pipe to cause separation of the fluids. The flow rate in the outlet chamber will be significantly lower.
Индикатор отводящей камеры может быть выполнен в виде секции эксплуатационной колонны, что означает, что он будет установлен как часть эксплуатационного оборудования скважины. Может иметься эксплуатационное оборудование скважины с несколькими дополнительными отводящими камерами, расположенными таким образом вдоль основной трубы в эксплуатационном оборудовании скважины внутри пласта в добывающей скважине.The outlet chamber indicator may be constructed as a section of production string, meaning that it will be installed as part of the well production equipment. There may be a well production facility with a number of additional flow chambers thus positioned along the main pipe in the well production facility within a formation in the production well.
В одном варианте выполнения изобретения отводящая камера и/или устройства для выпуска индикатора выполнены с возможностью модифицированной установки, что означает, что можно использовать модифицированный установочный инструмент, такой как инструмент для подвешивания или инсталлятор. В этом случае отводящая камера будет иметь фитинг по диаметру внутри трубы, трубки и т.п, где она установлена, причем перепад давления и т.д. должен быть принят во внимание при расчете производственных параметров в соответствии с изобретением.In one embodiment of the invention, the outlet chamber and/or indicator release devices are designed to be retrofitted, which means that a modified installation tool, such as a hanging tool or installer, can be used. In this case, the outlet chamber will have a fitting according to the diameter inside the pipe, tube, etc., where it is installed, and the pressure drop, etc. must be taken into account when calculating production parameters in accordance with the invention.
Пути потокаFlow paths
Фиг. 2-5 изображают варианты выполнения изобретения, в которых впускные порты (114, 214, 314, 414) расположены открытыми для потока внутри эксплуатационной колонны. Вариант выполнения конструкции отводящей камеры, в соответствии с изобретением, имеет впускные порты, открытые как для потока вне эксплуатационной колонны, так и для потока внутри эксплуатационной колонны.Fig. 2-5 depict embodiments of the invention in which the inlet ports (114, 214, 314, 414) are positioned open to flow within the production string. An embodiment of the outlet chamber design in accordance with the invention has inlet ports open to both flow outside the production string and flow inside the production string.
После того, как отведенный поток попал в отводящую камеру, необходимо обеспечить возможность разделения потока.Once the diverted flow has entered the diverter chamber, it must be possible to separate the flow.
Общим для всех вариантов выполнения является то, что потоки должны быть разделены перед вхождением в ограничители потока, то есть после входа во впускные порты отведенный поток разделяется на фазу потока низкой плотности (углеводородная фаза) и фазу потока высокой плотности (обычно водная фаза) (или, соответственно, газовую и нефтяную фазу) в секции разделения фазы потока перед вхождением в камеру (140, 240, 340, 440) задержки или ограничители (126а, 126b, 226а, 226b, 326а, 326b, 426а, 426b) потока. Ограничители потока могут быть расположены перед или после камеры (140, 240, 340, 440) задержки.Common to all embodiments is that the streams must be separated before entering the flow restrictors, that is, upon entering the inlet ports, the diverted stream is separated into a low density stream phase (hydrocarbon phase) and a high density stream phase (usually an aqueous phase) (or , respectively, gas and oil phase) in the flow phase separation section before entering the flow delay chamber (140, 240, 340, 440) or limiters (126a, 126b, 226a, 226b, 326a, 326b, 426a, 426b). Flow limiters may be located before or after the delay chamber (140, 240, 340, 440).
Индикатор (124а, 124b, 224а, 224b, 324а, 324b, 424а, 424b) может быть введен в разделенный поток или перед разделением, это не повлияет на функциональность системы, поскольку разделение происходит быстро и за незначительное время по сравнению с временем в пути в камере задержки. Индикаторы могут быть введены путем медленного выпуска из полимерной матрицы вследствие диффузии, растворения или разрушения матрицы, или путем механического выпуска.The indicator (124a, 124b, 224a, 224b, 324a, 324b, 424a, 424b) can be introduced into the split stream or before the split, it will not affect the functionality of the system since the split occurs quickly and in a negligible time compared to the travel time in delay chamber. Indicators can be introduced by slow release from the polymer matrix due to diffusion, dissolution or destruction of the matrix, or by mechanical release.
В предпочтительном варианте выполнения отводящая камера имеет цилиндрический корпус (100а. 200а, 300а, 400а) для соосного расположения с основной трубой, эксплуатационной колонной, обсадной колонной в указанной скважине. Это часть, охватывающая или расположенная снаружи или внутри указанной эксплуатационной колонны. Затем отводящая камера окружает трубу и использует секцию разделения и дополнительно отдельно измеряет поток воды и нефти.In the preferred embodiment, the outlet chamber has a cylindrical body (100a, 200a, 300a, 400a) for coaxial placement with the main pipe, production string, casing in the specified well. This is the part enclosing or located outside or inside the specified production string. The discharge chamber then surrounds the pipe and uses a separation section and further measures the flow of water and oil separately.
Нейтральный индикатор может использоваться для обеих фаз, поскольку они могут быть считаны при измерении концентрации на основе, например, профиля концентрации, продолжительности сигнала и знания ограничителя для каждой разделенной фазы.A neutral indicator can be used for both phases since they can be read out in a concentration measurement based on, for example, the concentration profile, signal duration and knowledge of the limiter for each divided phase.
Отдельное измерение фаз является необходимым условием для решения вышеперечисленных систем уравнений.Separate phase measurement is a necessary condition for solving the above systems of equations.
В соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, как показано на Фиг. 14, отводящая камера имеет впускные порты 1264, открытые к потоку снаружи эксплуатационной колонны, в затрубное пространство 1205, гравийный фильтр и т.д. Выпускные порты 1266 также могут быть расположены открытыми к потоку снаружи трубы, основной трубы или обсадной колонны, как показано на Фиг. 14. Затем отведенный поток отбирается из затрубного пространства снаружи основной трубы, трубы и т.п., разделяется, маркируется индикаторами и ограничивается перед возвращением обратно в затрубное пространство. Давление, управляющее потоком через отводящую камеру, представляет собой перепад давления в затрубном пространстве между впускным отверстием и выпускным отверстием. Это может позволить провести анализ зон притока из пласта или просто потока в затрубном пространстве как такового. В этом примере нефть и/или вода выпускаются в камеру 1240 задержки в заранее заданное время или после команды.According to one embodiment of the invention, as shown in FIG. 14, the outlet chamber has
Расположение ограничителей потокаLocation of Flow Restrictors
Ключевым требованием к ограничителям потока является то, чтобы они функционировали должным образом и были правильно расположены, т.е. наличие одного ограничителя потока для каждой фазы. Кроме того, ограничитель потока для фазы высокой плотности, т.е. воды, должен быть расположен внизу отводящей камеры, а ограничитель потока для фазы низкой плотности, т.е. нефти, в верхней части отводящей камеры, чтобы мониторинг мог выполняться даже при малых задержках одной из фаз. Аналогичным образом могут быть спроектированы отводящие камеры для нефтегазовой смеси.The key requirement for flow restrictors is that they function properly and are correctly positioned, i.e. presence of one flow limiter for each phase. In addition, a flow restrictor for the high density phase, i.e. water, should be located at the bottom of the outlet chamber, and the flow limiter for the low density phase, i.e. oil, in the upper part of the outlet chamber, so that monitoring can be carried out even with small delays in one of the phases. Exhaust chambers for oil and gas mixtures can be designed in a similar way.
На практике ориентация отводящей камеры в скважине неизвестна и не может быть отрегулирована по запросу, поэтому существует несколько способов преодоления такой проблемы, которые описаны ниже.In practice, the orientation of the diverter chamber in a well is unknown and cannot be adjusted on demand, so there are several ways to overcome this problem, which are described below.
Тяжелый вращающийся диск или отрезок трубыHeavy rotating disk or length of pipe
В соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, до того, как часть локального потока войдет в отводящую камеру, по меньшей мере ограничительные узлы (126а, 126b, 226а, 226b, 326а, 326b, 426а, 426b) совмещают в соответствии с фазой низкой плотности и фазой высокой плотности, которые необходимо разделить в отводящей камере.According to one embodiment of the invention, before a portion of the local flow enters the outlet chamber, at least the restriction assemblies (126a, 126b, 226a, 226b, 326a, 326b, 426a, 426b) are aligned according to the low density phase and high-density phase, which must be separated in the outlet chamber.
Фиг. 9А и 9В изображают устройство ограничения потока отводящей камеры, выполненное в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения. Устройство имеет неподвижную внешнюю трубу 715 и неподвижную основную трубу 716. Между внешней трубой 715 и основной трубой 716 расположена кольцевая вставка 717, которая установлена на подшипниках 719 и может перемещаться относительно внешней трубы 715 и основной трубы 716.Fig. 9A and 9B depict a diverter chamber flow restriction device configured in accordance with one embodiment of the invention. The device has a stationary
Совмещающее устройство имеет верхний ограничитель 726а потока для фазы низкой плотности и нижний ограничитель 726b потока для фазы высокой плотности, установленные на вращающейся кольцевой вставке 717. Вращающаяся кольцевая вставка 717 управляется силой тяжести.The combining device has an
В этом примере ограничители потока представляют собой вращающуюся кольцевую вставку. Однако ограничители потока могут представлять собой вставку в виде трубы, которая может свободно перемещаться / вращаться независимо от трубы или участка трубы, в котором установлена отводящая камера. Свободное движение ограничителей потока может быть достигнуто путем установки подшипников 719 между вставкой и неподвижными частями отводящей камеры. Центр масс вставки 717 смещен от центра к ее краю с помощью утяжелителей или грузов 721 и т.п. Вставка 717 занимает положение, в котором грузы или отвесы 721 находятся внизу, как лучше всего показано на Фиг. 9А.In this example, the flow restrictors are a rotating ring insert. However, flow restrictors may be a pipe-style insert that is free to move/rotate independently of the pipe or section of pipe in which the discharge chamber is installed. Free movement of the flow restrictors can be achieved by installing
Чтобы избежать ненужного вращения во время бурения, пространство 723 между основной трубой и вращающейся вставкой 717 может быть заполнено неньютоновской текучей средой, которая не реагирует на быстрые движения, но поддается медленным движениям.To avoid unnecessary rotation during drilling, the
На Фиг. 9В показан другой вариант выполнения ориентации ограничителей потока с помощью вращающейся вставки, содержащей ограничители потока, в середине двух ориентированных в продольном направлении неподвижных секций отводящей камеры. Отводящая камера имеет впускные порты 720, выпускные порты 722, разделительную камеру 730, ограничители потока 726а, 726b и камеру 740 задержки. Подшипники 723 могут быть расположены между вращающейся вставкой 717 и неподвижными частями, то есть камерой разделения и камерой задержки.In FIG. 9B shows another embodiment of the orientation of flow restrictors using a rotating insert containing flow restrictors in the middle of two longitudinally oriented stationary sections of the outlet chamber. The outlet chamber has
На Фиг. 9С показана альтернативная конструкция 800 отводящей камеры и проиллюстрирован другой вариант выполнения ориентации ограничителей потока благодаря наличию вращающейся секции трубы с отводящей камерой. Отводящая камера имеет подвижную секцию 817 с подшипниками 823 по периферии трубы, расположенную между отводящей камерой и основной трубой, что обеспечивает отводящей камере возможность вращаться относительно неподвижной основной трубы 816.In FIG. 9C shows an alternative
На Фиг. 9В и 9С показано одновременный выпуск индикаторов нефти и/или воды вблизи начала 725а, 825а и конца 725b, 825b камеры задержки.In FIG. 9B and 9C show the simultaneous release of oil and/or water indicators near the
Несколько подключаемых каналовSeveral connected channels
Фиг. 10 изображает вид с торца отводящей камеры 900, в которой несколько каналов с ограничителями 926 потока расположены по периферии отводящей камеры. Когда отводящая камера установлена в скважине, все каналы с ограничителями потока будут закупорены заглушками 927, за исключением одного, который имеет самое высокое положение 926а, и одного, который имеет самое низкое положение 926b в держателе. Такая конструкция позволяет избежать использования подвижного элемента, однако при этом требуется установка нескольких ограничителей потока.Fig. 10 is an end view of the
Подключение ограничителей потока может быть выполнено с помощью электромеханической системы, которая будет определять положения держателя и заглушки требуемых ограничителей. Система может открывать ограничители, если в исходном состоянии все они подключены. Существует несколько способов реализации, включая гироскопы, акселерометры или использование пружинных систем, которые уравновешивают и удерживают ограничители открытыми только в том случае, если они находятся в верхнем или нижнем положениях.The connection of flow restrictors can be done using an electromechanical system that will determine the positions of the holder and plug of the required restrictors. The system can open the limiters if they are all connected initially. There are several implementation options, including gyroscopes, accelerometers, or the use of spring systems that balance and hold the limiters open only when they are in the up or down positions.
В одном варианте выполнения изобретения отводящая камера может иметь несколько ограничителей потока, которые расположены по периферии части указанной отводящей камеры, при этом указанные ограничители потока также имеют средства подключения и активатор (гироскоп или ему подобное средство) для совмещения и активации указанного средства подключения, чтобы поддерживать ограничитель, расположенный в самом верхнем положении, и ограничитель, расположенный в самом нижнем положении в держателе, в качестве указанных ограничителей потока.In one embodiment of the invention, the outlet chamber may have multiple flow restrictors that are located around the periphery of a portion of said outlet chamber, wherein said flow restrictors also have connection means and an activator (gyroscope or the like) for aligning and activating said connection means to maintain a restrictor located at the uppermost position and a restrictor located at the lowest position in the holder as said flow restrictors.
Чтобы избежать блокировки ограничителей потока в частично открытом положении из-за наличия частиц или засорения, вход в ограничители потока может быть выполнен из резины, которая будет нажиматься закрывающим его механизмом управления. В этом случае не будет никаких нежелательных открытых каналов.To avoid the flow restrictors being blocked in the partially open position due to particles or clogging, the entrance to the flow restrictors can be made of rubber, which will be pressed by the closing control mechanism. In this case, there will be no unwanted open channels.
Способ количественного наблюдения за многофазным потоком (F) в скважине в соответствии с изобретением включает, прежде чем часть локального потока войдет в отводящую камеру, активацию открытия герметизирующего устройства впускного и выпускного портов (если они изначально заблокированы).A method for quantitatively monitoring multiphase flow (F) in a well in accordance with the invention includes, before a portion of the local flow enters the outlet chamber, activating the opening of the sealing device of the inlet and outlet ports (if they are initially blocked).
Конструкция ограничителя потокаFlow restrictor design
Ограничители потока могут представлять собой удлиненные трубки. В одном варианте выполнения ограничитель потока может представлять собой проточный порт или проточный канал или проход для пористой среды. Самый простой способ создать ограничитель потока - использовать узкую трубку, которая создаст существенный перепад давления через нее из-за трения о стенку.Flow restrictors may be elongated tubes. In one embodiment, the flow restrictor may be a flow port or flow channel or passage for a porous medium. The simplest way to create a flow restrictor is to use a narrow tube, which will create a significant pressure drop across it due to wall friction.
В одном варианте выполнения ограничители потока состоят из сопел. Однако сопла могут забиваться мелкими частицами, присутствующими в скважинных текучих средах. Установка фильтра для защиты сопел может создать дополнительное сопротивление потоку в многофазной среде из-за межфазных сил.In one embodiment, the flow restrictors consist of nozzles. However, nozzles can become clogged with fine particles present in wellbore fluids. Installing a filter to protect the nozzles may create additional flow resistance in a multiphase environment due to interfacial forces.
Ограничительная эффективность (свойство) ограничителей фазы потока низкой плотности может отличаться от эффективности (свойства) ограничения ограничителей фазы потока высокой плотности. Это означает, что поведение каждой фазы внутри отводящей камеры известно, и скорость будет пропорциональна перепаду давления от впускного отверстия до выпускного отверстия отводящей камеры внутри трубы, основной трубы, то есть в добываемом потоке. Перепад давления - это то, что движет разделенными потоками через отводящую камеру. Количество каждой разделенной фазы внутри камеры и конструкция ограничителя будут определять продолжительность индикаторного следа в точке мониторинга, которая рассматривается как значение концентрации. Можно получить долгоживущий сигнал индикаторного следа. Внедрение индикатораThe limiting efficiency (property) of low-density flow phase limiters may differ from the limiting efficiency (property) of high-density flow phase limiters. This means that the behavior of each phase inside the outlet chamber is known and the velocity will be proportional to the pressure drop from the inlet to the outlet of the outlet chamber within the pipe, the main pipe, that is, in the production stream. The pressure difference is what drives the separated flows through the outlet chamber. The amount of each separated phase within the chamber and the design of the limiter will determine the duration of the trace at the monitoring point, which is considered the concentration value. A long-lived trace signal can be obtained. Implementation of the indicator
В одном варианте выполнения изобретения система выпуска индикатора представляет собой растворяющуюся или основанную на диффузии полимерную матричную систему для медленного выпуска дозы индикатора.In one embodiment of the invention, the tracer release system is a dissolution or diffusion-based polymer matrix system for slowly releasing a dose of tracer.
Индикаторы могут быть установлены внутри полимерной матрицы или разлагаемого контейнера внутри скважины, из которого будут медленно выпускаться индикаторы. В предыдущих примерах было описано, что скважина приостанавливается для создания индикаторного облака. Однако в следующих вариантах выполнения указанная по меньшей мере одна отводящая камера приостанавливается для создания индикаторного облака высокой концентрации, которое при выпуске создает регистрируемый пиковый сигнал с высокой амплитудой.The indicators can be installed inside a polymer matrix or a degradable container inside the well, from which the indicators will be slowly released. In the previous examples it was described that the well is paused to create an indicator cloud. However, in further embodiments, said at least one outlet chamber is suspended to create a high concentration tracer cloud which, when released, creates a detectable high amplitude peak signal.
В одном варианте выполнения изобретения управляемые клапаны могут быть расположены у отводящей камеры или в ней для управления потоком текучей среды в отводящую камеру или из нее в ответ на сигнал с поверхности, на изменение скорости добываемой текучей среды и/или на разность давлений между отводящей камерой и эксплуатационной колонной.In one embodiment of the invention, controllable valves may be located at or in the bleed chamber to control the flow of fluid into or out of the bleed chamber in response to a signal from the surface, a change in the velocity of the produced fluid, and/or a pressure difference between the bleed chamber and production column.
Фиг. 16А и 16В изображают вариант выполнения изобретения, в котором отводящая камера 1400 расположена в затрубном пространстве 114, имеющем кинематический клапан, расположенный у выпускного отверстия из отводящей камеры 1400. Для ясности устройство кинематического клапана показано только для одного выпускного отверстия.Fig. 16A and 16B depict an embodiment of the invention in which the
Отводящая камера 1400 имеет отводящий проточный канал 1418, имеющий впускные отверстия 1420, ограничитель 1426 потока и выпускные отверстия 1422. Стрелки на Фиг. 16А и 16В обозначают направление движения текучей среды. Отводящая камера 1400 имеет отводящий проточный канал 1418, который содержит секцию 1430 разделения фаз. Отводящая камера содержит ограничители 1426а и 1426b потока и камеру 1440 задержки, которая содержит индикаторный материал 1421. Этот индикаторный материал расположен в камере задержки, чтобы обеспечить текучей среде возможность контактировать с индикаторным материалом и проходить вокруг индикаторного материала 1421 в камере задержки. Индикаторный материал 1421 выполнен с возможностью выпуска молекул индикатора при воздействии на него целевой скважинной текучей средой, то есть нефтью, газом или водой.The
Фиг. 16А и 16В изображают узел 1450 кинематического клапана, расположенный у выпускного отверстия 1422 отводящей камеры 1400. Узел кинематического клапана расположен во внутреннем диаметре эксплуатационной колонны. Кинематический клапан имеет приводной золотниковый элемент 1460, который смещен на Фиг. 16А в закрытое положение с помощью механизма смещения, в этом случае пружины 1462 сжатия, расположенной между выступом 1463 на корпусе 1455 клапана и выступом 1461 на золотниковом элементе 1460.Fig. 16A and 16B depict a
Корпус 1455 клапана имеет порт 1456, проходящий через стенку корпуса, который совмещен с выпускным отверстием 1422 отводящей камеры. Золотниковый элемент 1460 поддерживается корпусом клапана с уплотнениями 1471 и 1473 на каждом конце. Золотниковый элемент может перемещаться в осевом направлении относительно корпуса клапана. Золотниковый элемент 1460 имеет порт 1467. Золотниковый элемент может перемещаться из закрытого положения, в котором его порт 1467 не совмещен с портом 1456 и выпускным отверстием 1422, как показано на Фиг. 16А, в открытое положение, в котором порт 1467 золотникового элемента совмещен с портом 1456 и выпускным отверстием 1422, как показано на Фиг. 16В.The
В закрытом клапанном устройстве, показанном на Фиг. 16А, пружина 1462 представляет собой пружину, смещенную в полностью закрытое положение при низкой производительности. При этом предотвращается выход текучей среды, находящейся в шунтирующем проточном канале 1418 и в камере 1440 задержки, из отводящей камеры из-за прижимного золотникового элемента 1460, закрывающего выпускное отверстие 1422. Индикаторный материал 1421 остается открытым для объема текучей среды в течение периода времени, когда клапанный узел закрыт, накапливая высокую концентрацию частиц индикатора в объеме текучей среды. В зависимости от типа индикатора, скорости его выпуска в целевую текучую среду и периода времени, в течение которого клапанный узел закрыт, определяется уровень обогащения фиксированного объема текучей среды индикатором.In the closed valve device shown in FIG. 16A,
После приостановки для выпуска скопившейся высокой концентрации индикатора, для увеличения добываемого потока выше предварительно установленного порогового значения для клапана используется дроссельный узел, соединенный с эксплуатационной колонной.Once suspended to release the accumulated high concentration of tracer, a throttling assembly connected to the production string is used to increase the production flow above a preset valve threshold.
В ответ на более высокую производительность, сила потока, действующая на золотниковый элемент 1460, достаточна для сжатия пружины 1462, перемещающей золотниковый элемент 1460 в полностью открытое положение, в котором порт 1467 золотникового элемента совмещается с портом 1456 и выпускным отверстием 1422, как показано на Фиг. 16В.In response to the higher performance, the flow force acting on the
Высокая концентрация индикатора, также известная как индикаторное облако, выходит из отводящей камеры и переносится на поверхность, где обнаруживается как отклик индикатора высокой амплитуды.A high concentration of tracer, also known as a tracer cloud, exits the outlet chamber and is carried to the surface where it is detected as a high amplitude tracer response.
Давления, действующие на золотниковый элемент, можно регулировать, уменьшая или увеличивая давление в эксплуатационной колонне, управляя дросселем, соединенным с эксплуатационной колонной.The pressures acting on the spool element can be adjusted by decreasing or increasing the pressure in the production string by controlling a throttle connected to the production string.
В этом примере пружина представляет собой пружину сжатия. Однако следует понимать, что можно использовать пружину растяжения. Хотя в этом примере механизм смещения золотникового элемента представляет собой пружину, следует понимать, что можно использовать другие механизмы смещения, такие как камера давления, содержащая газ, такой как азот.Пружина механизма смещения золотникового элемента может быть регулируемой, и может регулироваться, например, в случае пружины, путем изменения типа, длины или натяжения пружины.In this example, the spring is a compression spring. However, it should be understood that an extension spring can be used. Although in this example the spool element bias mechanism is a spring, it should be understood that other bias mechanisms can be used, such as a pressure chamber containing a gas such as nitrogen. The spool element bias mechanism spring may be adjustable, and may be adjusted, for example, in in the case of a spring, by changing the type, length or tension of the spring.
Фиг. 17А и 17В изображают вид в продольном разрезе отводящей камеры 1500, расположенной в затрубном пространстве 114, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, в котором клапан разности давлений расположен у выпускного отверстия 1522 отводящей камеры 1500.Fig. 17A and 17B depict a longitudinal sectional view of a
Отводящая камера 1500 имеет отводящий проточный канал 1518, имеющий впускные отверстия 1520, камеру 1530 разделения фаз, ограничители 1526 потока и выпускные отверстия 1520. Стрелки на Фиг. 17А и 17 В обозначают направление движения текучей среды.The
Отводящая камера 1500 имеет камеру 1540 задержки, которая содержит индикаторный материал 1521. Индикаторный материал расположен в камере задержки, чтобы обеспечивать текучей среде возможность контактировать с индикаторным материалом и проходить вокруг индикаторного материала 1521 в канале. Индикаторный материал 1521 выполнен с возможностью выпуска молекул индикатора при воздействии на него целевой скважинной текучей среды, то есть нефти, газа или воды.The
Фиг. 17А и 17В изображают узел 1550 клапана разности давлений, расположенный у выпускного отверстия 1520 отводящей камеры 1500. Узел клапана разности давлений расположен во внутреннем диаметре эксплуатационной колонны.Fig. 17A and 17B depict a differential
Клапанный узел 1550 расположен внутри отводящей камеры, чтобы на него не накладывались ограничения внутреннего диаметра эксплуатационной колонны. Однако следует понимать, что он может быть расположен внутри отводящей камеры. Остальные компоненты устройства не показаны для наглядности.The
Клапанный узел 1550 имеет корпус 1510 с выпускным портом 1512, проходящим через стенку корпуса клапана, который совмещен с выпускным отверстием 1520 отводящей камеры. Золотниковый элемент 1514 может перемещаться в осевом направлении относительно корпуса клапана. Корпус 1510 клапана имеет впускной порт 1517, проточно сообщающийся с седлом 1519 клапана. В закрытом положении клапана золотниковый элемент расположен в седле 1509 клапана, при этом золотниковый элемент закрывает выпускной порт 1512 и выпускное отверстие 1520, как показано на Фиг. 17А. В открытом состоянии клапана золотниковый элемент перемещается в осевом направлении от седла клапана, а выпускной порт 1512 и выпускное отверстие 1520 проточно сообщаются с внутренним объемом внутри отводящей камеры, как показано на Фиг. 17В. Механизм смещения золотникового элемента, в данном случае пружина 1519, расположен между выступом 1521 на корпусе клапана и выступом 1523 на золотниковом элементе.
В этом примере механизм смещения золотникового элемента представляет собой пружину 1521, однако следует понимать, что можно использовать другие механизмы смещения, такие как камеру давления, содержащую газ, такой как азот.In this example, the spool element bias mechanism is a
Золотниковый элемент 1514 действует как поршень, который может перемещаться в осевом направлении из-за разницы давлений между отводящей камерой и эксплуатационной колонной. Давление из отводящей камеры прикладывается к золотниковому элементу 1514 через впускной порт 1517. Давление из эксплуатационной колонны прикладывается к золотниковому элементу 1514 через выпускной порт 1512 и выпускное отверстие 1520. Когда давление, приложенное к впускному порту 1517, достигает заданной величины, сила давления сжимает пружину 1514 для перемещения золотникового элемента в осевом направлении от седла 1509 клапана так, чтобы золотниковый элемент открывал выпускной порт 1512 и выпускное отверстие 1520.The
Золотниковый элемент будет оставаться в открытом положении, как показано на Фиг. 17В, до тех пор, пока разность давлений между устройством с проточной отводящей камерой и эксплуатационной колонной будет достаточным для удержания пружины 1514 сжатой.The spool element will remain in the open position as shown in FIG. 17B until the pressure difference between the flow chamber device and the production string is sufficient to keep the
Как только разность давлений между устройством с проточной отводящей камерой и эксплуатационной колонной уменьшается ниже предварительно установленной величины, сила пружины может преодолевать силу давления, действующую на золотниковый элемент. Золотниковый элемент перемещается в закрытое положение, в котором он находится в седле 1509 клапана.As soon as the pressure difference between the flow chamber device and the production string decreases below a preset value, the spring force can overcome the pressure force acting on the spool element. The spool element moves to a closed position where it rests in the
Давление, действующее на золотниковый элемент, можно регулировать, уменьшая или увеличивая давление в эксплуатационной колонне, управляя дросселем, соединенным с эксплуатационной колонной.The pressure acting on the spool element can be adjusted by decreasing or increasing the pressure in the production string by controlling a throttle connected to the production string.
В этом примере пружина представляет собой пружину сжатия. Однако следует понимать, что можно использовать пружину растяжения.In this example, the spring is a compression spring. However, it should be understood that an extension spring can be used.
В приведенных выше вариантах выполнения описан только один выпускной клапан для отводящей камеры. Однако следует понимать, что выпускные отверстия для каждой фазы или выпускные отверстия для каждой под-камеры в отводящей камере могут иметь клапан.In the above embodiments, only one outlet valve for the outlet chamber is described. However, it should be understood that the outlets for each phase or the outlets for each sub-chamber in the outlet chamber may have a valve.
В вышеупомянутых вариантах выполнения клапаны расположены у выпускного отверстия и выполнены с возможностью выборочно открывать и закрывать выпускное отверстие на основании локальной скорости текучей среды в основной трубе и/или разности давлений между основной трубой и отводящей камерой. Однако в качестве альтернативы или дополнительно, клапаны могут быть расположены у впускного отверстия и могут быть выполнены с возможностью выборочного открытия и закрытия впускного отверстия на основе локальной скорости текучей среды в основной трубе и/или разности давлений между основной трубой и отводящей камерой.In the above embodiments, the valves are located at the outlet and are configured to selectively open and close the outlet based on the local fluid velocity in the main pipe and/or the pressure difference between the main pipe and the outlet chamber. However, alternatively or additionally, valves may be located at the inlet and may be configured to selectively open and close the inlet based on the local fluid velocity in the main pipe and/or the pressure difference between the main pipe and the outlet chamber.
Клапаны, описанные со ссылкой на Фиг. 16А, 16 В, 17А и 17В, могут быть закрыты на период времени для приостановки отводящей камеры для увеличения концентрации молекул индикатора в отводящей камере. При приостановке отводящей камеры концентрация молекул индикатора, выпускаемых из материала индикатора в целевую текучую среду, увеличивается до тех пор, пока объем текучей среды в отводящей камере не станет обогащенным молекулами индикатора.The valves described with reference to FIGS. 16A, 16B, 17A and 17B may be closed for a period of time to pause the outlet chamber to increase the concentration of indicator molecules in the outlet chamber. When the outlet chamber is suspended, the concentration of indicator molecules released from the indicator material into the target fluid increases until the volume of fluid in the outlet chamber becomes enriched in indicator molecules.
Хотя приведенные выше примеры описывают управление и приведение в действие указанного по меньшей мере одного клапана из-за разности давлений или изменений скорости потока, дополнительно или в качестве альтернативы, указанный по меньшей мере один клапан может управляться и приводиться в действие электрически. Указанным по меньшей мере одним электрическим клапаном можно управлять дистанционно с помощью проводной и/или беспроводной связи.While the above examples describe control and actuation of the at least one valve due to pressure differences or changes in flow rate, additionally or alternatively, the at least one valve may be controlled and actuated electrically. Said at least one electric valve can be controlled remotely via wired and/or wireless communication.
После приостановки отводящей камеры и увеличения концентрации индикатора в отводящей камере для создания индикаторного облака клапан может быть открыт, чтобы выпустить индикаторное облако путем регулировки добываемого потока и/или создания разницы давлений между текучей средой в отводящей камере и добываемым потоком.After pausing the outlet chamber and increasing the tracer concentration in the outlet chamber to create an indicator cloud, the valve can be opened to release the indicator cloud by adjusting the production flow and/or creating a pressure difference between the fluid in the outlet chamber and the production stream.
Высокая концентрация индикатора или индикаторного облака выпускается по мере необходимости в эксплуатационную колонну, выносится на поверхность и обнаруживается как пиковые сигналы большой амплитуды.High concentrations of tracer or tracer cloud are released as needed into the production string, carried to the surface and detected as high amplitude peak signals.
Клапан может быть закрыт, чтобы приостановить отводящую камеру. Отводящая камера может быть приостановлена на определенный период времени. Период времени может варьироваться от часов до месяцев. Отводящая камера может быть приостановлена на период времени, необходимый для создания достаточно высокой или повышенной локальной концентрации индикатора, также известной как индикаторное облако, которое обнаруживается на поверхности при выпуске из отводящей камеры. Отводящая камера может быть приостановлена менее чем на 24 часа, чтобы приостановить отводящую камеру. Клапан может быть закрыт более чем на 24 часа, чтобы приостановить отводящую камеру.The valve can be closed to stop the discharge chamber. The retraction chamber can be paused for a certain period of time. The time period can vary from hours to months. The outlet chamber may be suspended for a period of time necessary to create a sufficiently high or elevated local concentration of the tracer, also known as an indicator cloud, that is detected on the surface upon release from the outlet chamber. The diverter chamber can be paused for less than 24 hours to pause the diverter chamber. The valve can be closed for more than 24 hours to stop the discharge chamber.
Клапаны, описанные выше, могут быть отрегулированы для изменения скорости выпуска индикатора в эксплуатационную колонну, чтобы отрегулировать амплитуду и/или длительность пика реакции индикатора в точке обнаружения.The valves described above can be adjusted to vary the rate of release of the tracer into the production string to adjust the amplitude and/or duration of the tracer response peak at the point of detection.
Система выпуска индикатора может управляться внутрискважинными состояниями или условиями, такими как давление, температура, скорость потока, проводимость, соленость, вязкость и т.д. Это может вызвать активацию приемника сигнала или может химическим или физическим воздействием открыть поток через отводящую камеру и, таким образом, активировать систему выпуска для выпуска индикаторов.The tracer release system can be controlled by downhole conditions or conditions such as pressure, temperature, flow rate, conductivity, salinity, viscosity, etc. This may cause activation of the signal receiver or may chemically or physically open the flow through the outlet chamber and thus activate the release system to release the tracers.
При активации системы выпуска индикатор может выпускаться из полимерной матрицы, индикаторной жидкости или твердой системы выпуска частиц, которая выпускает индикаторы из матрицы. Индикатор может быть выпущен путем введения индикаторов с помощью инжектора или выпуска индикаторов из контейнера. Можно использовать разлагаемые индикаторы или контейнеры с индикаторами, которые могут создавать пики индикаторов в камере. Такие контейнеры могут быть выполнены из водорастворимых сплавов и водо- и нефтерастворимых полимеров.When the release system is activated, the indicator may be released from a polymer matrix, an indicator liquid, or a solid particle release system that releases the indicators from the matrix. The indicator can be released by introducing the indicators using an injector or releasing the indicators from a container. You can use degradable indicators or indicator containers that can create indicator peaks in the chamber. Such containers can be made of water-soluble alloys and water- and oil-soluble polymers.
В одном варианте выполнения изобретения система выпуска индикатора содержит механизм для выпуска индикатора. В одном варианте выполнения изобретения путем управления выпускным или впускными клапанами из отводящей камеры управляют началом потока через отводящую камеру. Индикаторное облако может быть создано внутри камеры путем приостановки отводящей камеры.In one embodiment of the invention, the indicator release system includes a mechanism for releasing the indicator. In one embodiment of the invention, by controlling the outlet or inlet valves from the outlet chamber, the onset of flow through the outlet chamber is controlled. An indicator cloud can be created inside the chamber by pausing the outlet chamber.
Способ может обеспечивать системе выпуска индикатора возможность одновременного выпуска первой дозы по меньшей мере одного из индикаторов в первый конец камеры задержки и второй дозы по меньшей мере одного из индикаторов во второй конец камеры задержки. В этом случае система выпуска индикатора имеет два инжектора и положения инжекторов для каждой фазы. Это приводит к двойному пику концентрации для каждой фазы каждого отведенного потока в анализируемой текучей среде.The method may enable the indicator release system to simultaneously release a first dose of at least one of the indicators into a first end of the delay chamber and a second dose of at least one of the indicators into a second end of the delay chamber. In this case, the indicator exhaust system has two injectors and injector positions for each phase. This results in a double concentration peak for each phase of each diverted stream in the analyzed fluid.
Концентрация индикатора в образовавшемся индикаторном облаке должна быть в 2 раза выше фоновой концентрации, практически в 5-1000 раз выше указанной фоновой концентрации.The concentration of the indicator in the resulting indicator cloud should be 2 times higher than the background concentration, almost 5-1000 times higher than the specified background concentration.
Использование отводящей камеры, которая может быть приостановлена, позволяет избирательно генерировать и выпускать высокие концентрации молекул индикаторов, не требуя приостановки скважины. Отводящая камера может быть выполнена с возможностью приостановки во время добычи в скважине. Используя устройство с отводящей камерой, по меньшей мере с одним клапаном, выполненным с возможностью выборочного управления потоком текучей среды через указанное по меньшей мере одно выпускное отверстие, можно обеспечить приостановку устройства для увеличения концентрации молекул индикатора в объеме текучей среды устройства. Последующее открытие клапана для выпуска повышенной концентрации индикатора может вызвать переходный процесс индикатора. Повышенная концентрация молекул индикаторов распространяется вниз по потоку с добываемым потоком в виде индикаторного облака, порции или заряда, которые могут быть обнаружены ниже по потоку от устройства и/или наверху как сигнал отклика индикатора или пик в точке обнаружения ниже по потоку.The use of a withdrawal chamber that can be paused allows for the selective generation and release of high concentrations of tracer molecules without requiring the well to be paused. The withdrawal chamber may be configured to be suspended during production in the well. By using a device with an outlet chamber with at least one valve configured to selectively control the flow of fluid through the at least one outlet, it is possible to suspend the device to increase the concentration of indicator molecules in the fluid volume of the device. Subsequent opening of the valve to release an increased concentration of tracer may cause an tracer transient. The increased concentration of tracer molecules travels downstream with the produced stream as a tracer cloud, slug or charge, which can be detected downstream of the device and/or upstream as a tracer response signal or peak at the downstream detection point.
Преимущество приостановки отводящей камеры заключается в том, что точный анализ потока может проводиться в многофазной системе, поскольку он фиксирует момент времени в добываемом потоке и позволяет различным фазам контактировать со своими соответствующими фазовыми индикаторами, повышая достоверность многофазного анализа.The advantage of suspending the outlet chamber is that accurate flow analysis can be performed in a multiphase system because it captures a point in time in the produced flow and allows the different phases to contact their respective phase indicators, increasing the confidence of the multiphase analysis.
Механический выпуск по таймеруMechanical release by timer
Фиг. 15А изображает отводящую камеру 1300 с системой 1301 выпуска индикатора, содержащую систему механического выпуска для выпуска дозы индикатора. Фиг. 15В изображает увеличенный вид системы 1301 выпуска индикатора.Fig. 15A depicts a
Система 1301 выпуска индикатора содержит таймер 1302, реле 1304 и аккумулятор 1306 для управления выпуском индикатора. Система также содержит пружину 1308, гайку 1310 натяжения пружины, плавильное кольцо 1312, зажимы 1314, выталкивающий поршень 1316, камеру 1318 с компенсированной текучей средой и разрывной диск 1320.The
В случае, когда индикаторы выпускаются по таймеру, не требуется, чтобы таймер был очень точным. Пока индикаторный сигнал улавливается в точке обнаружения (D), точное время выпуска не имеет значения. Кроме того, введение индикатора в камеру не обязательно должно быть сильным или быстрым. Например, точность измерений будет 30%, если время растворения индикаторов, достижения целевой фазы или распределения занимает 30% от общего времени прохождения в камере задержки. Если время прохождения составляет 20 минут, допустимо, чтобы индикаторы достигали целевой фазы за 6 минут.In the case where indicators are released on a timer, the timer does not need to be very accurate. As long as the indicator signal is picked up at the detection point (D), the exact release time is not important. In addition, the insertion of the indicator into the camera does not have to be strong or fast. For example, the measurement accuracy will be 30% if the time of dissolution of indicators, reaching the target phase or distribution takes 30% of the total time of passage in the delay chamber. If the transit time is 20 minutes, it is acceptable for the indicators to reach the target phase in 6 minutes.
Фиг. 11А и 11В изображают систему механического выпуска, выполненную в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения. Система 1000 механического выпуска состоит из нескольких модулей 1010а, 1010b, 1010c, 1010d… 1010n, соединенных друг с другом, что обеспечивается довольно точный выпуск индикатора. В этом случае отводящая камера будет иметь систему 1000 выпуска индикатора с двумя или большим количеством последовательно соединенных выпускающих модулей, каждый из которых содержит контроллер выпуска (механизм управления) 1011 и индикаторную камеру 1012 для индикатора 1024.Fig. 11A and 11B depict a mechanical release system implemented in accordance with one embodiment of the invention. The
Контроллер выпуска также содержит средство 1025 передачи сигнала для передачи сигнала средству 1027 приема сигнала в последовательных выпускающих модулях для активации механизма 1029 задержки выпуска индикатора в последовательных выпускающих модулях 1010а, 1010b, 1010с, 1010d… 1010n для выпуска дозы указанного индикатора по истечении заранее установленного времени. Каждый выпускающий модуль 1010а, 1010b, 1010с, 1010d… 1010n содержит индикаторную камеру 1012 и контроллер 111 выпуска.The release controller also includes a signal transmitting means 1025 for transmitting a signal to a signal receiving means 1027 in the sequential release modules to activate an indicator
Контроллер 1011 выпуска и механизм 1029 задержки могут представлять собой механические часы или тому подобное, то есть быть основанными на гармоническом осцилляторе и пружине, в дополнение к набору зубчатых колес для управления скоростью высвобождения энергии. Частота гармонического осциллятора может изменяться под действием температуры скважины, причем если такой эффект можно оценить, этого достаточно для измерений. Индикаторы могут быть выпущены даже на час или день позже запланированного, если индикаторный сигнал измеряется в точке обнаружения. Средство задержки выпуска индикатора для различных вариантов выполнения может представлять собой механический таймер, растворяющуюся стенку, приводимую в действие (передатчиком сигнала) выпуском индикатора предварительно выпущенным индикатором, или электронный таймер. Когда индикатор выпускается первым модулем 1010а, модуль посылает сигнал следующему модулю 1010b, чтобы запустить его таймер. Такой механизм может быть реализован чисто механически. Полная система из нескольких модулей может обеспечивать мониторинг в течение многих лет.The
Достоинством механической системы является простота конструкции и отсутствие опасности саморазряда аккумуляторов при высоких температурах в скважине, как в случае электронных таймеров. Однако аналогичная реализация в одном варианте выполнения будет выполнена с электронными таймерами в качестве механизма задержки. Если используется жидкая форма индикаторов, индикаторы можно выпустить, открыв индикаторную камеру или имея поршень, который вталкивает индикаторы в камеру задержки. Для толкания поршня можно использовать, например, пружину с низким энергопотреблением. Точное время выпуска индикаторов будет сдвигаться, однако ожидаемое прибытие индикатора в точку обнаружения может быть скорректировано в зависимости от времени, когда был измерен предыдущий сигнал.The advantage of a mechanical system is its simplicity of design and the absence of the danger of self-discharge of batteries at high temperatures in the well, as is the case with electronic timers. However, a similar implementation in one embodiment would be done with electronic timers as the delay mechanism. If a liquid form of indicators is used, the indicators can be released by opening the indicator chamber or by having a piston that pushes the indicators into the delay chamber. For example, a low energy spring can be used to push the piston. The exact time of release of the indicators will shift, however the expected arrival of the indicator at the detection point may be adjusted depending on the time the previous signal was measured.
Для мониторинга также могут использоваться индикаторы в форме порошка, если они достигают целевой фазы под действием силы тяжести или плавучести и растворяются в целевой фазе непосредственно без какого-либо промежуточного растворителя. Модули могут быть размещены вдоль камеры задержки, по периферии или любым другим подходящим способом.Indicators in powder form can also be used for monitoring if they reach the target phase by gravity or buoyancy and dissolve into the target phase directly without any intervening solvent. The modules may be placed along the delay chamber, along the periphery, or in any other suitable manner.
Вместо таймера между индикаторными камерами можно использовать растворимые заглушки, которые работают как средство задержки выпуска индикатора. Время растворения каждой заглушки будет действовать как таймер между последовательными выпусками индикатора. Однако такая заглушка должна полностью открывать индикаторную камеру, чтобы не происходило распределения выпуска индикатора в течение слишком длительного времени. Также могут быть использованы электронные таймеры.Instead of a timer between the indicator chambers, dissolvable plugs can be used to act as a means of delaying the release of the indicator. The dissolution time of each plug will act as a timer between successive releases of the indicator. However, such a plug must completely open the indicator chamber so that the indicator release does not spread over too long a period of time. Electronic timers can also be used.
Механизмом, управляющим выпуском индикатора, может быть химическая реакция, растворение заглушек, электрические или механические часы. Важно, что механизм управления следующей системой выпуска активируется только после предыдущей системы выпуска.The mechanism that controls the release of the indicator may be a chemical reaction, dissolution of plugs, or an electrical or mechanical clock. It is important that the control mechanism for the next exhaust system is activated only after the previous exhaust system.
Выпуск индикатора индикаторной системой может управляться скважинным таймером. Он может быть предварительно установлен или содержать приемник сигнала.The release of the indicator by the indicator system can be controlled by a downhole timer. It may be pre-installed or contain a signal receiver.
Выпуск индикатора системой выпуска индикатора может управляться командой с поверхности, причем команда передается либо по беспроводной связи, либо по проводам и соединяется с приемником сигнала. Эти системы могут быть объединены как с химическими, физическими, так и с тактовыми системами. Устройство для выпуска индикатора отводящей камеры, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, может иметь впускные и/или выпускные порты с портом скользящего золотникового элемента для открытия и закрытия впускных портов. Его можно использовать в качестве активатора выпуска индикатора или также как пусковое защитное устройство, предотвращающее загрязнение на этапе установки и завершения. Впускные и выпускные отверстия могут иметь средства для временного запирания отверстий в целях установки.The release of the indicator by the indicator release system can be controlled by a command from the surface, the command being transmitted either wirelessly or by wire and connected to a signal receiver. These systems can be combined with both chemical, physical, and clock systems. The outlet chamber indicator release device, in accordance with one embodiment of the invention, may have inlet and/or outlet ports with a sliding spool port for opening and closing the inlet ports. It can be used as an indicator release activator or also as a trigger protection device to prevent contamination during the installation and completion phase. The inlet and outlet openings may have means for temporarily closing the openings for installation purposes.
Впускные порты могут быть открыты для поступления отведенного потока в отводящую камеру, и закрыты для активации сигнала выпуска индикатора, чтобы сформировать индикаторное облако, удерживая порты закрытыми в течение предварительно установленного времени. Впоследствии отверстия могут быть открыты, чтобы направить отведенный поток через отводящую камеру из-за разности давлений. Порты могут действовать по сигналу, поступающему с поверхности. Порты также могут действовать в результате физических или химических изменений в скважине.The inlet ports can be opened to allow diverted flow to enter the diverter chamber, and closed to activate an indicator release signal to form an indicator cloud, keeping the ports closed for a preset time. Subsequently, the holes can be opened to direct the diverted flow through the diverter chamber due to the pressure difference. The ports can act on a signal coming from the surface. Ports can also act as a result of physical or chemical changes in the well.
Одновременная инжекция индикаторов в каждом конце камеры задержкиSimultaneous injection of indicators at each end of the delay chamber
В качестве альтернативы созданию сигнала вымывания, можно использовать другой подход. В этом случае одни и те же индикаторы или разные индикаторы выпускаются одновременно вблизи начала камеры задержки и вблизи конца камеры задержки, как лучше всего показано на Фиг. 4. Расстояние между точками выпуска должно быть известно, а выпуск индикаторов должен осуществляться либо одновременно или после известного временного интервала. Каждый выпуск индикаторов создает обнаруживаемый пик концентрации индикатора в точке обнаружения. Разница между временем прихода этих двух пиков затем используется для расчета скорости текучей среды в камере задержки и, таким образом, задержки и расходов двух фаз, протекающих в эксплуатационной колонне.As an alternative to creating a washout signal, another approach can be used. In this case, the same indicators or different indicators are released simultaneously near the start of the delay chamber and near the end of the delay chamber, as best shown in FIG. 4. The distance between release points must be known, and the release of indicators must be carried out either simultaneously or after a known time interval. Each release of tracers creates a detectable peak in tracer concentration at the point of detection. The difference between the arrival times of these two peaks is then used to calculate the fluid velocity in the delay chamber and thus the delay and flow rates of the two phases flowing in the production string.
Конструкция держателя для скважин с высокой производительностью или наклонных скважин.Holder design for high productivity or inclined wells.
Технология не может быть применена для вертикальных скважин или скважин с большим наклоном, поскольку для разделения текучей среды используется сила тяжести. Эта технология может применяться только для горизонтальных скважин и скважин с небольшим наклоном, однако даже для скважин с небольшим наклоном следует рассмотреть возможность применения более короткого держателя из-за проблемы с наклоном скважины, как показано на Фиг. 12А, и это показывает важность рассмотрения конструкции держателя / отводящей камеры. Как показано на Фиг. 12А, длинный держатель / отводящая камера 1112, где 1150 - это поверхность раздела нефть-вода. Длинный держатель / отводящая камера 1112 не может обеспечить требуемую функциональность, поскольку вода не достигает ограничителей 1126 потока, если не используется усовершенствованный вариант выполнения изобретения. На Фиг. 12 В показан короткий держатель / отводящая камера 1162, выполненная в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, в котором вода может достигать ограничителя 1126b потока.The technology cannot be applied to vertical or highly inclined wells because gravity is used to separate the fluid. This technology can only be applied to horizontal and slightly inclined wells, however, even for slightly inclined wells, a shorter holder should be considered due to the problem of well inclination, as shown in FIG. 12A and this shows the importance of considering the design of the holder/discharge chamber. As shown in FIG. 12A, long holder/
Фиг. 13А изображает полный держатель 1121. Фиг. 13В и 13С изображают отводящую камеру, выполненную в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения. Камера 1140 задержки расположена ниже по потоку от ограничителей 1126а, 1126b потока. Отводящая камера имеет разделительную камеру, которая представляет собой пространство 1129 для разделения текучей среды перед входом в ограничители потока. Изобретение адаптировано для наклонных скважин, ограничители 1126а, 1126b потока и камера 1140 задержки, относящиеся к направлению добываемого потока (F), проходят дальше по потоку от одного или нескольких выпускных портов 1122, но связаны с направлением отведенного потока через отводящую камеру и выполнены в виде нижних по потоку каналов, см. Фиг. 13.Fig. 13A depicts a
На Фиг. 12А и 12В показано, как важно учитывать наклон скважины при проектировании несущей конструкции. С более коротким держателем возникают две проблемы. Один из них - это ограничение на количество устанавливаемых индикаторов и, как следствие, на ресурс системы. Тем не менее, это легко исправить, установив несколько коротких держателей, на которых можно разместить такое же количество индикаторов, как и на длинном держателе.In FIG. 12A and 12B show how important it is to consider well inclination when designing a support structure. There are two problems with the shorter holder. One of them is a limitation on the number of installed indicators and, as a result, on the system resource. However, this can easily be corrected by installing several short holders that can accommodate the same number of indicators as a long holder.
Вторая проблема - это ограниченное пространство для ограничителя потока и камеры задержки, кроме того, если расход в скважине очень высок, трудно достичь требуемого перепада давления путем ограничения потока. В одном варианте выполнения изобретения для преодоления этой проблемы впускные и выпускные порты расположены близко друг к другу и направляют текучую среду «вперед и назад» относительно направления потока в основной трубе. Это снижает давление, управляющее потоком текучей среды в отводящей камере, и, следовательно, требования к объему (длине) отводящей камеры и длине модулей ограничителя потока в случае, если они выполнены в виде трубок. Один из возможных вариантов выполнения показан на Фиг. 13. Смесь текучих сред поступает в отводящую камеру (положение А на Фиг. 13). Текучие среды разделяются из-за сегрегации и попадают в ограничители потока (положение В на Фиг. 13), которые представляют собой длинные узкие трубки, установленные внутри камеры задержки и открывающиеся в камеру задержки в точке С на Фиг. 13. После этого текучие среды перемещаются в точку D на Фиг. 13, где они возвращаются в основную трубу. Основное преимущество состоит в том, что длина камеры задержки больше, чем расстояние между впускными портами 1120 и выпускными портами 1122.The second problem is the limited space for the flow restrictor and delay chamber, and if the well flow rate is very high, it is difficult to achieve the required pressure drop by restricting the flow. In one embodiment of the invention, to overcome this problem, the inlet and outlet ports are located close together and direct the fluid back and forth relative to the direction of flow in the main pipe. This reduces the pressure controlling fluid flow in the outlet chamber and, therefore, the volume (length) requirements of the outlet chamber and the length of the flow restrictor modules if they are in the form of tubes. One possible embodiment is shown in FIG. 13. The fluid mixture enters the outlet chamber (position A in Fig. 13). The fluids separate due to segregation and enter the flow restrictors (position B in FIG. 13), which are long narrow tubes installed inside the delay chamber and opening into the delay chamber at point C in FIG. 13. The fluids then move to point D in FIG. 13, where they return to the main pipe. The main advantage is that the length of the delay chamber is greater than the distance between the
Изобретение обеспечивает способ интерпретации для количественного многофазного внутрискважинного наблюдения для нефтяной скважины с добываемым потоком в скважине. Это означает наличиеThe invention provides an interpretation method for quantitative multiphase downhole monitoring for an oil well with a production flow in the well. This means the presence
- полученных данных по добывающей скважине, имеющей по меньшей мере одну отводящую камеру с разделенными фазовыми потоками через отдельные ограничители потока известной конструкции,- obtained data on a production well having at least one outlet chamber with separated phase flows through separate flow restrictors of a known design,
- одного или нескольких положений инжекции индикатора,- one or more indicator injection positions,
- одного или нескольких локальных многофазных добываемых потоков,- one or more local multiphase production flows,
- данных, содержащих измерения индикаторов в добываемом потоке в точке (D) обнаружения ниже по потоку от указанной по меньшей мере одной отводящей камеры для определения значений концентрации индикатора для указанного одного или нескольких индикаторов, и- data containing measurements of tracers in the produced stream at a detection point (D) downstream of said at least one outlet chamber to determine indicator concentration values for said one or more tracers, and
- вычисления характерного времени вымывания или времени прохождения для разделенных фаз в указанной по меньшей мере одной отводящей камере на основании значений концентрации индикатора.- calculating the characteristic washout time or transit time for the separated phases in the at least one outlet chamber based on the indicator concentration values.
Способ может включать вычисление характерного времени вымывания или времени прохождения для разделенных фаз в по меньшей мере одной камере задержки в отводящей камере на основании значений концентрации индикатора.The method may include calculating a characteristic washout time or transit time for the separated phases in the at least one delay chamber in the outlet chamber based on the indicator concentration values.
Варианты выполнения способа интерпретации могут использовать данные о добыче, полученные из скважины. Один или несколько из следующих данных по добыче могут быть объединены с данными о концентрации, приведенными выше, включая полную производительность, отдельные производительности воды, нефти и газа, внутрискважинное давление и/или давление в устье скважины, настройки дросселя и температуры внутри скважины и/или в устье скважины.Embodiments of the interpretation method may use production data obtained from a well. One or more of the following production data may be combined with the concentration data above, including total production, individual water, oil and gas production rates, downhole and/or wellhead pressure, choke settings and wellbore temperatures and/or at the wellhead.
Интерпретацию проводить на месте не требуется. Пробы могут быть отобраны для анализа позже и/или в другом месте. Интерпретация может быть проведена позже и/или в другом месте по сравнению с этапами отбора проб и/или анализа.Interpretation is not required on site. Samples may be collected for analysis later and/or at a different location. Interpretation may take place later and/or at a different location than the sampling and/or analysis steps.
Фиг. 18А-18С представляют собой увеличенные разрезы устройства 1600 с отводящей камерой, выполненного в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения. Устройство с отводящей камерой установлено на эксплуатационной колонне 12. Устройство 1616 с отводящей камерой имеет отводящую наружу секцию 1616а с впускным отверстием 1618а, проточно сообщающимся с эксплуатационной колонной, и выпускное отверстие 1620а, проточно сообщающееся с затрубным пространством 11. Отводящая наружу секция 1616а имеет кольцевую камеру 1621а, окружающую эксплуатационную колонну, с объемом 1622а текучей среды между впускным отверстием 1618а и выпускным отверстием 1620а.Fig. 18A-18C are enlarged cross-sectional views of a
Устройство 1600 с отводящей камерой имеет отводящую внутрь секцию 1616b с впускным отверстием 1618b, проточно сообщающимся с затрубным пространством 11, и выпускным отверстием 1620b, проточно сообщающимся с эксплуатационной колонной 12. Стрелки обозначают направление движения текучей среды. Отводящая внутрь секция 1616b имеет секцию 1625 разделения фаз и камеру 1621b задержки, окружающую эксплуатационную колонну с объемом 1622b текучей среды. Камера задержки содержит индикаторный материал 1624а и 1624b. Отводящая камера также содержит ограничители 1626а и 1626b потока. Индикаторный материал может быть расположен в камере задержки, чтобы обеспечить текучей среде возможность контактировать с индикаторным материалом и проходить вокруг индикаторного материала в объеме 1622b текучей среды. Индикаторные материалы 1624а и 1624b выполнены с возможностью выпуска молекул или частиц индикатора при воздействии на них целевой скважинной текучей среды, то есть нефти, газа или воды.The
Клапанный узел 1628 закреплен подвижным закрывающим элементом для выборочного открытия и закрытия выпускного отверстия 1620b для управления потоком текучей среды из камеры 1621b задержки в эксплуатационную колонну.
В этом примере клапанный узел 1628 представляет собой клапан, управляемый разностью давлений, выполненный с возможностью открытия и закрытия в ответ на изменения разности давлений между эксплуатационной колонной и устройством с отводящей камерой. В этом случае изменение разности давлений управляется путем регулирования добываемого потока. Клапанный узел настроен на открытие выше предварительно установленного порогового значения добываемого потока и закрытие ниже установленного порогового значения.In this example,
Во время нормальной добычи, как показано на Фиг. 18А, расход добываемого потока ниже предварительно установленного порогового значения расхода, и, следовательно, клапанный узел остается закрытым. Текучая среда проходит из эксплуатационной колонны через выпускное отверстие 1618а в объем 1622а текучей среды кольцевой камеры 1621а и через выпускное отверстие 1620а отводящей наружу секции 1616а в затрубное пространство 11. Текучая среда входит в объем 1622b текучей среды отводящей внутрь секции 1616b из затрубного пространства 11 через впускное отверстие 1618b.During normal production, as shown in FIG. 18A, the production flow rate is below a preset flow rate threshold and therefore the valve assembly remains closed. The fluid flows from the production string through the
Фазы с высокой и низкой плотностью разделяются в секции 1625 разделения фаз. Тяжелая фаза перемещается в нижнюю часть камеры, а текучая среда с меньшей плотностью лежит сверху.The high and low density phases are separated in a
В объеме 1622b текучей среды индикаторный материал подвергается воздействию целевой текучей среды, при этом молекулы индикатора выпускаются в текучую среду. Индикаторный материал 1624 в объеме текучей среды остается подверженным воздействию объема текучей среды в объеме 1622 текучей среды в течение периода времени, пока клапан 1626 закрыт, создавая высокую концентрацию частиц индикатора во внутреннем объеме текучей среды устройства с отводящей камерой.In
Когда требуется выполнить операцию по выпуску индикатора, дроссельный узел временно регулируется для увеличения добываемого потока до второго расхода, который выше, чем предварительно установленное пороговое значение расхода для клапана 1626, клапан 1626 открывает выпускное отверстие 1620b, выпуская текучую среду и индикаторное облако высокой концентрации в эксплуатационную колонну 12. Фаза высокой плотности протекает через нижний ограничитель 1626b потока, а фаза низкой плотности протекает через верхний ограничитель 1626а потока через отводящую камеру.When a tracer release operation is required, the throttling assembly is temporarily adjusted to increase the production flow to a second flow rate that is higher than a preset flow threshold for valve 1626, valve 1626 opens
Обогащенная индикатором текучая среда постепенно вымывается из отводящей камеры через ограничители 1626а, 1626b потока в эксплуатационную колонну. Индикаторное облако создает пиковый сигнал высокой амплитуды в точке обнаружения, за которым следует кривая спада сигнала индикатора, которая описывает постепенное смещение и вымывание индикатора из устройства с отводящей камерой.The indicator-rich fluid is gradually washed out of the outlet chamber through
Фиг. 19А-19С изображают виды в увеличенном разрезе устройства 1700 с отводящей камерой. Устройство с отводящей камерой установлено на эксплуатационной колонне 12. Отводящая камера 1716 имеет отводящую наружу секцию 1716а с впускными отверстиями 1718а и выпускными отверстиями 1720а, проточно сообщающимися с затрубным пространством 11. Отводящая камера 1716 отводящей наружу секции 1716а имеет кольцевую камеру 1721а задержки, окружающую эксплуатационную колонну с объемом 1722а текучей среды, который содержит индикаторные материалы 1724а и 1724b. Индикаторные материалы расположены в индикаторной камере, чтобы обеспечивать текучей среде возможность контактировать с индикаторным материалом и проходить вокруг индикаторного материала в объеме 1722а текучей среды. Индикаторные материалы 1724а и 1724b выполнены с возможностью выпуска молекул индикатора при воздействии на них целевой скважинной текучей средой, то есть нефтью, газом или водой.Fig. 19A-19C depict enlarged cross-sectional views of the
Устройство 1700 с отводящей камерой имеет отводящую внутрь секцию 1716b с впускными отверстиями 1718b, проточно сообщающимися с затрубным пространством 11, и выпускными отверстиями 1720b, проточно сообщающимися с эксплуатационной колонной 12. Стрелки обозначают направление движения текучей среды. Отводящая внутрь секция 1716b имеет кольцевую камеру 1721b, окружающую эксплуатационную колонну с объемом 1722b текучей среды между впускным отверстием 1718b и выпускным отверстием 1720b. Отводящая внутрь секция 1716b имеет секцию 1725 разделения фаз и ограничители 1726а и 1726b потока.The
Клапанный узел 1728 закреплен подвижным закрывающим элементом для выборочного открытия и закрытия выпускных отверстий 1720b для управления потоком текучей среды из кольцевой камеры 1721b в эксплуатационную колонну.The
В этом примере клапанный узел 1728 представляет собой клапан, управляемый разностью давлений, выполненный с возможностью открытия и закрытия в ответ на изменения разности давлений между эксплуатационной колонной и устройством с отводящей камерой. В этом случае изменение разности давлений управляется регулированием расхода добываемого потока. Клапанный узел настроен на открытие выше предварительно установленного порогового значения добываемого потока и закрытие ниже установленного порогового значения.In this example,
Во время нормальной добычи, как показано на Фиг. 19А, расход добываемого потока ниже предварительно установленного порогового значения расхода, и поэтому клапанный узел остается закрытым. Текучая среда проходит из затрубного пространства через выпускное отверстие 1718а в объем 1722а текучей среды индикаторной камеры 1721а затрубного пространства и через выпускное отверстие 1720а отводящей наружу секции 1716а в затрубное пространство 11.During normal production, as shown in FIG. 19A, the production flow rate is below a preset flow threshold and therefore the valve assembly remains closed. Fluid flows from the annulus through
В объеме 1722а текучей среды индикаторные материалы подвергаются воздействию соответствующих целевых текучих сред, при этом молекулы индикатора выпускаются в текучую среду.In
Текучая среда входит в объем 1722b текучей среды отводящей внутрь секции 1716b из затрубного пространства 11 через впускное отверстие 1718b. Текучая среда с молекулами индикатора не может попасть в эксплуатационную колонну, пока клапан 1726 закрыт. Фазы с высокой и низкой плотностью разделяются в секции 1725 разделения фаз. Тяжелая фаза перемещается в нижнюю часть камеры, а текучая среда с меньшей плотностью лежит сверху.The fluid enters the fluid volume 1722b of the
Когда требуется выполнить операцию по выпуску индикатора, дроссельный узел временно регулируется для увеличения расхода добываемого потока до второго расхода, который выше, чем предварительно установленное пороговое значение расхода для клапана 1726, клапан 1726 открывает выпускное отверстие 1720b, выпуская текучую среду и молекулы индикатора в эксплуатационную колонну 12. Фаза высокой плотности протекает через нижний ограничитель 1626b потока, а фаза низкой плотности протекает через верхний ограничитель 1726а потока через отводящую камеру.When an indicator release operation is required, the throttling assembly is temporarily adjusted to increase the flow rate of the production stream to a second flow rate that is higher than the preset flow threshold for valve 1726, valve 1726 opens
Обогащенная индикатором текучая среда постепенно вымывается из отводящей камеры через ограничители 1726а, 1726b потока в эксплуатационную колонну. Выпущенный индикатор создает пиковый сигнал высокой амплитуды в точке обнаружения, за которым следует кривая спада сигнала индикатора, которая описывает постепенное смещение и вымывание индикатора из устройства с отводящей камерой.The indicator-rich fluid is gradually washed out of the outlet chamber through
В приведенном выше примере индикаторные материалы расположены в затрубной камере 1721а либо отводящей наружу секции 1716а, либо отводящей внутрь секции 1716b. Однако следует понимать, что индикаторный материал может, в качестве альтернативы или дополнительно, располагаться как на отводящих внутрь, так и на отводящих наружу секциях. В примерах, в которых индикаторный материал расположен в отводящей наружу секции 1716а и в отводящих внутрь секциях, индикаторный материал в отводящей внутрь секции может быть тем же самым или отличаться от индикаторного материала в отводящей наружу секции.In the above example, the indicator materials are located in the annular chamber 1721a of either the
В приведенных выше примерах, описанных со ссылкой на Фиг. 18А-19С, устройство с отводящей камерой выполнено с возможностью закрывать устройство с отводящей камерой во время нормальной низкой производительности и выпускать высокую концентрацию индикатора путем временного увеличения расхода добываемого потока. Однако следует понимать, что устройство с отводящей камерой, в качестве альтернативы, может быть выполнено с возможностью приостановки во время нормальной высокой производительности в скважинах с высокой производительностью и выпуска индикатора путем временного снижения расхода добываемого потока.In the above examples described with reference to FIGS. 18A-19C, the outlet chamber device is configured to close the outlet chamber device during normal low production and release a high concentration of tracer by temporarily increasing the flow rate of the production stream. However, it should be understood that the outlet chamber device may alternatively be configured to pause during normal high production in high production wells and release the tracer by temporarily reducing the flow rate of the produced stream.
В приведенных выше примерах, описанных со ссылкой на Фиг. 18А-19С, ограничители потока расположены ниже по потоку от индикаторных материалов. Однако следует понимать, что ограничители потока могут быть расположены выше по потоку от индикаторных материалов. Также следует понимать, что фазы потока могут быть разделены до или после контакта текучей среды с индикаторным материалом.In the above examples described with reference to FIGS. 18A-19C, flow restrictors are located downstream of the indicator materials. However, it should be understood that flow restrictors may be located upstream of the indicator materials. It should also be understood that the flow phases may be separated before or after the fluid contacts the indicator material.
Также следует понимать, что устройство с отводящей камерой может быть выполнено с возможностью обеспечивать выпуск индикатора во время нормальной производительности и временно приостанавливаться путем регулирования расхода добываемого потока.It should also be understood that the outlet chamber device may be configured to release the tracer during normal production and be temporarily suspended by adjusting the flow rate of the produced stream.
Кроме того, следует понимать, что, хотя вышеупомянутые примеры, описанные со ссылкой на Фиг. 18А-19С, имеют клапан, расположенный в выпускном отверстии 1720b для операции по выпуску индикатора, из приведенных выше примеров следует понимать, что клапаны могут быть расположены в любом и/или во всех из впускных отверстий и/или выпускных отверстий устройства с отводящей камерой. Например, клапанные узлы могут управлять потоком текучей среды через выпускные отверстия 1720а и/или 1720b. В качестве альтернативы или дополнительно, клапанные узлы могут управлять потоком текучей среды через впускные отверстия 1718а и/или 1718b.Moreover, it should be understood that although the above examples described with reference to FIGS. 18A-19C have a valve located at the
Данные, собранные в точке обнаружения, как описано в приведенных выше примерах, могут быть проанализированы, чтобы идентифицировать прибытие пиков концентрации каждого индикатора, для определения процента притока, который имеет место между местоположениями индикаторов. Местоположения индикаторов могут быть известными в геометрии скважины.Data collected at the detection point, as described in the examples above, can be analyzed to identify the arrival of each tracer's concentration peaks to determine the percentage of influx that occurs between tracer locations. The indicator locations may be known in the well geometry.
Когда отдельный индикатор выпускается из двух или большего количества устройств с отводящей камерой на поверхность, их прибытие на поверхность отслеживается и анализируется для определения распределения притока. Объем между приходом каждого пика индикатора пропорционален притоку выше по потоку от каждого индикатора. Переходные процессы индикатора вызываются полем скоростей в скважине. Прибытие индикаторов наверх может быть использовано для оценки поля скоростей в стволе скважины. По полю скоростей можно рассчитать профиль притока. Концентрация индикаторов на поверхности как функция времени связана с притоком в скважину полем скоростей. Концентрация индикатора определяется полем скоростей. На поле скоростей влияет геометрия скважины и путь переноса потока текучей среды.When a single tracer is released from two or more outlet chamber devices to the surface, their arrival at the surface is monitored and analyzed to determine the distribution of the influx. The volume between the arrival of each indicator peak is proportional to the inflow upstream of each indicator. The transient processes of the indicator are caused by the velocity field in the well. The arrival of tracers up can be used to estimate the velocity field in the wellbore. Using the velocity field, the inflow profile can be calculated. The concentration of tracers on the surface as a function of time is related to the influx into the well by the velocity field. The concentration of the indicator is determined by the velocity field. The velocity field is affected by the geometry of the well and the path of fluid flow transfer.
Модель может быть использована на основе геометрии добывающей скважины, которая предполагает конкретный сценарий распределения притока, моделирует время прихода пиков индикатора и сравнивает смоделированные результаты с фактическими временами прибытия пиков. После нескольких итераций модель может прийти к решению, которое обеспечивает распределение притока, которое наилучшим образом соответствует фактическим данным. Модель может включать модельный транспортный путь, соответствующий фактическому транспортному пути скважины ниже по потоку от зон притока.The model can be used based on production well geometry, which assumes a specific inflow distribution scenario, simulates the arrival times of the tracer peaks, and compares the modeled results with the actual peak arrival times. After several iterations, the model can arrive at a solution that provides an inflow distribution that best matches the actual data. The model may include a simulated transport path corresponding to the actual well transport path downstream of the inflow zones.
Модель должна включать модель притока, соответствующую реальным местоположениям притока, модель системы индикаторов и имеющую даже модельную скорость утечки или выпуска, соответствующую реальным источникам индикаторов, и модельный путь переноса скважины, соответствующий фактической добывающей скважине.The model must include an inflow model that matches the actual influx locations, a tracer system model that even has a model leakage or release rate that matches the actual tracer sources, and a model well transfer path that matches the actual producing well.
Концентрация индикатора может быть рассчитана как функция времени. Измеренные концентрации индикаторов можно сравнить со смоделированными концентрациями индикаторов для получения информации о профилях притока в скважину.The concentration of the indicator can be calculated as a function of time. Measured tracer concentrations can be compared with modeled tracer concentrations to provide information about well flow profiles.
Пробы могут быть отобраны и/или измерены ниже по потоку в известное время отбора проб. Объем притока может быть рассчитан на основе измеренных концентраций, последовательности их отбора проб и геометрии скважины. Объемы притока могут быть рассчитаны по моделям переходного потока.Samples can be collected and/or measured downstream at a known sampling time. The influx volume can be calculated based on the measured concentrations, their sampling sequence, and the well geometry. Inflow volumes can be calculated from transient flow models.
Модельные концентрации для каждого индикаторного материала могут быть рассчитаны на смоделированном пути переноса потока в скважине вниз по потоку как функция времени при смоделированном переходном процессе, происходящем в модели.Model concentrations for each tracer material can be calculated along the simulated downstream flow path of the well as a function of time during the simulated transient occurring in the model.
Дополнительно или в качестве альтернативы, данные, собранные в точке обнаружения, как описано в приведенных выше примерах, могут быть проанализированы для определения скорости снижения концентрации индикатора из каждого местоположения индикатора для определения процента притока пласта из каждой зоны притока.Additionally or alternatively, data collected at the detection point, as described in the above examples, can be analyzed to determine the rate of decline of the tracer concentration from each tracer location to determine the percentage of formation inflow from each inflow zone.
Когда индикатор вымывается из устройства с отводящей камерой, зоны с высокими скоростями притока вымывают индикатор быстрее, чем зоны с низкими скоростями притока, тем самым сохраняя высокую концентрацию молекул индикатора и создавая профиль с крутыми скоростями спада. И наоборот, концентрация молекул индикатора в текучей среде, которая вымывается из низкопроизводительной зоны, становится более разбавленной по мере того, как она входит в основной поток и перемещается на поверхность. Следовательно, профиль концентрации индикатора имеет менее резкую скорость снижения по сравнению с высокопроизводительной зоной. Данные могут быть проанализированы для сравнения скорости снижения концентрации индикаторов между каждой контролируемой зоной и количественного определения соответствующих относительных скоростей притока.When tracer is washed out of a vent chamber device, zones with high influx rates wash out the indicator faster than zones with low influx rates, thereby maintaining a high concentration of tracer molecules and creating a profile with steep decay rates. Conversely, the concentration of tracer molecules in the fluid that is washed out of the low-productivity zone becomes more dilute as it enters the main stream and moves to the surface. Consequently, the indicator concentration profile has a less steep rate of decline compared to the high-productivity zone. Data can be analyzed to compare the rate of decline of tracer concentrations between each monitored area and quantify the corresponding relative influx rates.
Настоящее изобретение обеспечивает устройство и способ количественного многофазного скважинного наблюдения за нефтью. Устройство содержит отводящую камеру для отведенного потока. Проточная отводящая камера содержит одно или несколько впускных отверстий и одно или несколько выпускных отверстий, расположенных, соответственно, в передней части и нижней части отводящей индикаторной камеры. Камера шунтирования потока также содержит секцию разделения фаз потока, камеру задержки индикатора, систему выпуска индикатора для по меньшей мере одного индикатора, и по меньшей мере один ограничитель потока, проточно сообщающийся с камерой задержки.The present invention provides an apparatus and method for quantitative multiphase downhole oil monitoring. The device contains a discharge chamber for the diverted flow. The flow outlet chamber includes one or more inlet openings and one or more outlet openings located, respectively, in the front part and the bottom part of the outlet indicator chamber. The flow shunt chamber also contains a flow phase separation section, an indicator delay chamber, an indicator release system for at least one indicator, and at least one flow restrictor in fluid communication with the delay chamber.
Преимущество изобретения состоит в том, что оно позволяет фазам разделяться внутри отводящей камеры, подвергаться воздействию индикатора и позволяет каждой фазе проходить через известный ограничитель, предназначенный для каждой фазы. Это означает, что поведение каждой фазы внутри отводящей камеры известно, и скорость будет пропорциональна разности давлений между впускным отверстием и выпускным отверстием отводящей камеры внутри трубы, основной трубы, то есть в добываемом потоке.The advantage of the invention is that it allows the phases to be separated within the outlet chamber, exposed to the indicator and allows each phase to pass through a known limiter designed for each phase. This means that the behavior of each phase inside the outlet chamber is known and the velocity will be proportional to the pressure difference between the inlet and outlet of the outlet chamber within the pipe, the main pipe, that is, in the production stream.
Разность давлений - это то, что движет разделенными потоками через отводящую камеру. Количество каждой разделенной фазы внутри камеры и конструкция ограничителя будут определять продолжительность индикаторного следа в точке мониторинга, которая рассматривается как значение концентрации. Можно получить долгоживущий сигнал индикаторного следа.The pressure difference is what drives the separated flows through the outlet chamber. The amount of each separated phase within the chamber and the design of the limiter will determine the duration of the trace at the monitoring point, which is considered the concentration value. A long-lived trace signal can be obtained.
Настоящее изобретение обеспечивает устройство с отводящей камерой, способное улучшить количественное многофазное скважинное наблюдение за нефтью путем измерения добываемого потока каждой фазы в двухфазном потоке.The present invention provides a diverter chamber device capable of improving quantitative multiphase downhole oil surveillance by measuring the produced flow of each phase in a two-phase flow.
Использование отводящей камеры, которая может быть приостановлена, позволяет избирательно генерировать и выпускать высокие концентрации молекул индикаторов, не требуя приостановки скважины.The use of a withdrawal chamber that can be paused allows for the selective generation and release of high concentrations of tracer molecules without requiring the well to be paused.
Преимущество настоящего изобретения состоит в том, что точный анализ потока может быть проведен в многофазной системе, поскольку он фиксирует момент времени в добываемом потоке и позволяет различным фазам контактировать со своими соответствующими фазовыми индикаторами, повышая достоверность многофазного анализа.An advantage of the present invention is that accurate flow analysis can be performed on a multiphase system because it captures a point in time in the produced stream and allows the different phases to contact their respective phase indicators, increasing the confidence of the multiphase analysis.
На протяжении всего описания, если из контекста явным образом не следует иного, термины «содержать» или «включать» или варианты, такие как «содержит» или «содержащий», «включает» или «включающий», следует понимать как подразумевающие включение указанного целого элемента или группы элементов, но не исключение любого другого целого элемента или группы элементов. Кроме того, относительные термины, такие как «ниже по потоку», «выше по потоку», «верхний», «нижний» и т.п.используются в данном документе для обозначения направлений и местоположений, поскольку они применяются к приложенным чертежам, и не должны быть истолкованы как ограничение изобретения и его функций конкретными устройствами или ориентациями. Аналогичным образом, термин «выпускное отверстие» следует истолковывать как отверстие, которое в зависимости от направления движения текучей среды может также служить «впускным отверстием», и наоборот.Throughout the specification, unless the context clearly indicates otherwise, the terms “comprise” or “include” or variations such as “comprises” or “comprising”, “includes” or “comprising” are to be understood to imply the inclusion of the whole element or group of elements, but not to the exclusion of any other entire element or group of elements. In addition, relative terms such as “downstream,” “upstream,” “upstream,” “downstream,” and the like are used herein to indicate directions and locations as they apply to the accompanying drawings, and should not be construed as limiting the invention and its functionality to particular devices or orientations. Likewise, the term "outlet" should be interpreted to mean an opening that, depending on the direction of flow of the fluid, may also serve as an "inlet" and vice versa.
Вышеприведенное описание изобретения представлено в целях иллюстрации и описания и не предназначено для того, чтобы быть исчерпывающим или ограничивать изобретение точной раскрытой формой. Описанные варианты выполнения выбраны и описаны для лучшего объяснения принципов изобретения и его практического применения, чтобы, тем самым, дать возможность другим специалистам в данной области техники наилучшим образом использовать изобретение в различных вариантах выполнения и с различными модификациями, которые подходят для конкретного предполагаемого использования. Следовательно, могут быть включены дополнительные модификации или усовершенствования без выхода за пределы объема изобретения, определенного прилагаемой формулой изобретения.The foregoing description of the invention is presented for purposes of illustration and description and is not intended to be exhaustive or to limit the invention to the precise form disclosed. The described embodiments are selected and described to better explain the principles of the invention and its practical application, thereby enabling others skilled in the art to best use the invention in various embodiments and with various modifications as are suitable for the particular intended use. Accordingly, additional modifications or improvements may be included without departing from the scope of the invention as defined by the appended claims.
Различные модификации описанных выше вариантов выполнения могут быть выполнены в пределах объема изобретения, и изобретение распространяется на комбинации признаков, отличные от тех, которые явным образом заявлены в настоящем документе.Various modifications to the embodiments described above may be made within the scope of the invention, and the invention extends to combinations of features other than those expressly claimed herein.
Claims (60)
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB1907388.1 | 2019-05-24 |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2021136370A RU2021136370A (en) | 2023-06-26 |
RU2816938C2 true RU2816938C2 (en) | 2024-04-08 |
RU2816938C9 RU2816938C9 (en) | 2024-05-20 |
Family
ID=
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP1416118A1 (en) * | 2002-10-31 | 2004-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment apparatus and method |
RU2569143C1 (en) * | 2014-02-13 | 2015-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" | Method of yield determination of water, oil, gas using flow meter |
RU164347U1 (en) * | 2015-08-12 | 2016-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "СНК" | DEVICE WITH INDICATOR IN AN AMPOULE FOR TRACER RESEARCH OF HORIZONTAL WELL WITH SEPARATED INTERVAL PACKERS AND INTERMEDIATE HYDRAULIC BREAKING |
WO2016137328A1 (en) * | 2015-02-27 | 2016-09-01 | Resman As | Petroleum well tracer release flow shunt chamber |
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP1416118A1 (en) * | 2002-10-31 | 2004-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment apparatus and method |
RU2569143C1 (en) * | 2014-02-13 | 2015-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" | Method of yield determination of water, oil, gas using flow meter |
WO2016137328A1 (en) * | 2015-02-27 | 2016-09-01 | Resman As | Petroleum well tracer release flow shunt chamber |
RU164347U1 (en) * | 2015-08-12 | 2016-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "СНК" | DEVICE WITH INDICATOR IN AN AMPOULE FOR TRACER RESEARCH OF HORIZONTAL WELL WITH SEPARATED INTERVAL PACKERS AND INTERMEDIATE HYDRAULIC BREAKING |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US12012848B2 (en) | Method and apparatus for quantitative multi-phase downhole surveillance | |
EP3237725B1 (en) | Online tracer monitoring and tracer meter | |
US12018561B2 (en) | Tracer release system and method of detection | |
US6352110B1 (en) | Method and apparatus for continuously testing a well | |
US20100108148A1 (en) | Utilizing swellable materials to control fluid flow | |
EP3039225B1 (en) | Petroleum well tracer release flow shunt chamber | |
BR112012018101B1 (en) | apparatus and method for evaluating underground formations with selective fluid communication | |
US7665519B2 (en) | System and method for downhole sampling or sensing of clean samples of component fluids of a multi-fluid mixture | |
US20220228478A1 (en) | Tracer release system and method of use | |
US10689975B2 (en) | Petroleum well tracer release flow shunt chamber | |
EA028748B1 (en) | Apparatus for testing sag properties of a drilling fluid | |
MX2011006294A (en) | Microfluidic methods and apparatus to perform in situ chemical detection. | |
US6382315B1 (en) | Method and apparatus for continuously testing a well | |
US20220098975A1 (en) | Reservoir inflow monitoring | |
CN108060915A (en) | The completion structure of decreasing water cut and increasing oil ability can be improved | |
RU2816938C2 (en) | Method and device for quantitative downhole monitoring of multiphase flow | |
RU2816938C9 (en) | Method and device for quantitative downhole monitoring of multiphase flow | |
WO2023105060A1 (en) | System and method for reservoir flow surveillance | |
US8561695B2 (en) | Apparatus and method for testing solids production in a wellbore | |
Bergkvam | Parametric sensitivity studies of gravel packing | |
RU2814684C2 (en) | Indicator release system and method of use | |
RU2817170C2 (en) | Indicator release system and detection method | |
EP4136321B1 (en) | Tool and method for verification of pressure integrity behind downhole casing | |
EP1076156A2 (en) | Early evaluation system for a cased wellbore |