Способ эксплуатации газлифтной нефтяной скважины, газлифтная нефтяная скважина и способ управления потоком многофазной текучей среды в газлифтной нефтяной скважине

Способ эксплуатации газлифтной нефтяной скважины, газлифтная нефтяная скважина и способ управления потоком многофазной текучей среды в газлифтной нефтяной скважине

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Настоящее изобретение касается системы и способа оптимизации потока текучей среды в трубе и, в частности, потока в газлифтной скважине.

Газлифтные нефтяные скважины используются с 1800-х г. и обеспечивают увеличение производительности добычи нефти там, где природная подъемная сила в резервуаре недостаточна (см. Brown, Connolizo и Robertson, West Texas Oil Lifting Short Course и H.W.Winkler “Misunderstood or Overlooked Gas-Lift Design and Equipment Considerations” - “Неправильно понятые или упущенные из виду соображения по газлифтным конструкциям и оборудованию” - SPE, Р.351 (1994)). В типичном случае, в газлифтной нефтяной скважине природный газ, добываемый из нефтяного месторождения, сжимают и нагнетают в кольцевое пространство между обсадной колонной и трубами и направляют из обсадной колонны в трубу для обеспечения подъема производственной трубы. Хотя труба может быть использована для нагнетания подъемного газа в кольцевое пространство, применяемое для добычи нефти, на практике это является редкостью. Первоначально газлифтные скважины нагнетали газ в основание труб, но, несомненно, при глубоких скважинах это требует исключительно высоких начальных давлений. Были разработаны способы нагнетания газа в трубу при различных глубинах скважин (см., например, патент США №5.267.469).

В наиболее применимом типе газлифтной скважины применяют механические газлифтные сильфонные клапаны, присоединенные к трубам для регулирования потока газа из кольцевого пространства между обсадной колонной и трубой в трубу (см. патенты США №5.782.261 и 5.425.425). В типовом газлифтном сильфонном клапане сильфоны предварительно настраивают или предварительно нагружают определенным давлением для обеспечения работы клапана, способствующей передаче газа из кольцевого пространства в трубу при предварительно приложенном давлении. Прикладываемое давление рассчитывается в зависимости от положения клапана в скважине, высоты гидростатического напора, режимов работы скважины и множества других факторов.

Типовой сильфонный газлифтный клапан имеет предварительную нагрузку для регулирования газового потока из кольцевого пространства снаружи трубы для подъема нефти. Отдельные проблемы являются общими для таких типовых сильфонных газлифтных клапанов. Прежде всего, сильфоны часто теряют свою нагрузку, что приводит к отказу клапана в переходе к закрытому положению или к его работе в режиме, отличном от расчетного. Другим общим недостатком является эрозия вокруг седла клапана и износ шарового штока клапана, что часто приводит к частичной неисправности клапана или, по крайней мере, к неэффективному производству. Поскольку газовый поток через газлифтный клапан часто является некондиционным при работе в стационарном режиме, а скорее представляет собой определенное соотношение ударов и вибрации при употреблении шарового клапана, то разрушение седла является обычным. Повреждение или неэффективная эксплуатация сильфонных клапанов ведет к понижению эффективности при эксплуатации типовой газлифтной скважины. Фактически установлено, что добыча из скважины по крайней мере на 5-15% меньше оптимальной вследствие повреждения клапана и неэффективной эксплуатации.

Поэтому значительное преимущество может быть достигнуто посредством системы и способа, которые преодолели бы неэффективность стандартных газлифтных клапанов. Отдельные способы были разработаны для помещения управляемых клапанов, нисходящих на колонну труб, но во всех известных устройствах обычно применяют электрический кабель вдоль колонны труб для привода в действие и соединения с газлифтными клапанами. Несомненно, крайне нежелательно и практически трудно применять кабель вдоль колонны труб или объединенно с колонной труб или в кольцевом пространстве между трубой и обсадной колонной, поскольку в такой системе имеет место большое количество механизмов повреждения. Другие способы коммуникаций внутри ствола скважины описаны в патентах США №№5.493.288; 5.576.703; 5.574.374; 5.467.083; 5.130.706.

Патент США №4.839.644 описывает способ и систему беспроволочных двухходовых коммуникаций в обсаженном стволе скважины, имеющем колонну труб. Однако эта система описывает нисходящую тороидальную антенну для накопления электромагнитной энергии в волноводе ТЕМ-типа с использованием кольцевого пространства между обсадной колонной и трубой. Эта тороидальная антенна работает по принципу накопления электромагнитных волн, которое требует в основном непроводящей текучей среды (такой, как переработанный тяжелый нефтяной дистиллят) в кольцевом пространстве между обсадной колонной и трубой и тороидальной полостью, а также изоляторов в устье скважины. Следовательно, способ и система, описанные в патенте США №4.839.644, являются дорогими и имеют проблемы с точки зрения утечек рассола внутрь обсадной колонны. Система является сложной в применении в качестве системы для нисходящей двухходовой коммуникации. Другие схемы коммуникаций нисходящих скважин, например импульсная телеметрия буровых растворов (патенты США №№4.648.471; 5.887.657). показали наличие эффективной коммуникации при низких быстродействиях, но имеют ограниченную годность при коммуникационных системах, в которых требуется высокое быстродействие или нежелательно иметь сложную нисходящую скважину для буровых растворов с телеметрическим оборудованием. Были испытаны и другие коммуникационные способы для нисходящих скважин (см. патенты США №№5.467.083; 4.739.325; 4.578.675; 5.883.516 и 4.468.665), а также постоянные датчики - сенсорные устройства и контрольные системы для нисходящих скважин (патенты США №№5.730.219; 5.662.165; 4.972.704; 5.941.307; 5.934.371; 5.278.758; 5.134.285; 5.001.675; 5.730.219; 5.662.165).

Обычно известно, что в газлифтной скважине зависимость количества добытой нефти от увеличения количества сжатого газа, нагнетаемого в нисходящую скважину (то есть подъемного газа), не является линейной. Это значит, что для любой конкретной скважины при конкретном выборе условий эксплуатации количество нагнетаемого газа может быть оптимизировано для производства максимального количества нефти. Однако при применении стандартных сильфонных клапанов давление открывания газлифтных сильфонных клапанов задается и первичное регулирование скважины проводят в зависимости от количества газа, нагнетаемого в поверхность. Обратная связь для определения оптимальной производительности скважины может занять много часов и даже дней. Также обычно известно, что в режимах двухфазных потоков, таких как в газлифтной скважине, существует несколько режимов потоков различной эффективности (см. A.van der Spek и A.Thomas. “Neutral Net Identification of Flow Regime using Band Spectra of Flow Generated Sound” - “Идентификация посредством нейтральной сети режима потока с применением полосатого спектра звука, генерируемого потоком”. – SPE50640, October 1998). Однако, поскольку, как известно, требуется управление в определенном режиме потока, это было признано невозможным для практического применения.

Поэтому значительное преимущество в управлении газлифтными скважинами может быть достигнуто при создании альтернативы стандартному сильфонному клапану, в частности, если бы датчики для определения характеристик потока в скважине могли бы работать с регулируемыми газлифтными клапанами и поверхностными системами контроля для оптимизации потока текучей среды в газлифтовой скважине.

В Европейском патенте №0721053 раскрыт способ эксплуатации газлифтной нефтяной скважины, при котором устанавливают, по меньшей мере, один датчик непосредственно на производственной трубе в нефтяной скважине, определяют характеристики потока текучей среды в производственной трубе, передают указанную характеристику в поверхностный контроллер, применяя производственную трубу.

В этом патенте раскрыта также газлифтная нефтяная скважина, содержащая производственную трубу для транспортирования двухфазной текучей среды, содержащей нефть и подъемный газ, к поверхности, по меньшей мере, один датчик нисходящей скважины, установленный непосредственно на производственной трубе и предназначенный для определения физических параметров текучей среды, модем, оперативно связанный с производственной трубой для получения данных от датчика и передачи их по производственной трубе на поверхность.

В известных указанных способе и скважине датчик, смонтированный ниже газлифтного нагнетающего клапана, определяет характеристики, в основном, однофазового потока сырой нефти ниже газлифтного нагнетающего клапана, характеристики которого применяют для управления открытием клапана таким образом, что оптимальное количество подъемного газа нагнетают для снижения плотности нефти и подъемной газовой смеси, которая создается в точке нагнетания подъемного газа и выше нее.

Из патента США 5929342 А известен способ управления потоком многофазной текучей среды в канале, при котором определяют акустическую характеристику потока текучей среды вдоль участка канала и определяют на основе указанной характеристики режим потока текучей среды на указанном участке канала.

Патент США №5.353.627 описывает способ определения режима потока в многофазном потоке текучей среды посредством пассивного акустического детектора. Патент США №6.012.015 описывает автоматизированную систему регулирования потока нисходящей скважины для системы скважин с боковыми ответвлениями, содержащую акустические и другие датчики для определения параметров формации и притока воды.

Техническим результатом настоящего изобретения является увеличение эффективности управления потоком многофазной текучей среды в газлифтной скважине.

В одном аспекте изобретения создан способ эксплуатации газлифтной нефтяной скважины, при котором устанавливают, по меньшей мере, один датчик непосредственно на производственной трубе в нефтяной скважине, определяют характеристику потока текучей среды в производственной трубе, передают указанную характеристику в поверхностный контроллер, применяя производственную трубу, и согласно изобретению в качестве датчика используют акустический датчик для определения акустической характеристики потока двухфазной текучей среды, режим потока двухфазной текучей среды определяют с применением поверхностного контроллера и рабочие параметры нефтяной скважины регулируют на основе определения режима потока текучей среды посредством поверхностного контроллера.

При регулировании рабочих параметров нефтяной скважины можно регулировать количество сжатого подъемного газа, нагнетаемого в нефтяную скважину, или количество сжатого газа, нагнетаемого в производственную трубу через управляемый клапан нисходящей скважины.

При определении характеристики потока текучей среды можно вводить акустическую характеристику в искусственную нейронную сеть.

При регулировании рабочих параметров нефтяной скважины их регулируют для установления тэйлоровского режима потока.

Можно определять дополнительные физические характеристики текучей среды. Можно определять давление и температуру текучей среды в производственной трубе.

Можно использовать производственную трубу, включающую ответвление трубы, проходящее от основной вертикальной нефтяной скважины.

Можно осуществлять энергоснабжение акустического датчика, используя производственную трубу.

В другом аспекте изобретения создана газлифтная нефтяная скважина, содержащая производственную трубу для транспортирования двухфазной текучей среды, содержащей нефть и подъемный газ, к поверхности, по меньшей мере, один датчик нисходящей скважины, установленный непосредственно на производственной трубе и предназначенный для определения физических параметров текучей среды, модем, оперативно связанный с производственной трубой для получения данных от датчика и передачи их по производственной трубе на поверхность. Согласно изобретению скважина снабжена дросселем и/или управляемым клапаном нисходящей скважины для управления количеством подъемного газа, нагнетаемого в производственную трубу, и поверхностным контроллером, предназначенным для получения данных, переданных по производственной трубе, определения режима потока текучей среды в производственной трубе и управления на основе определенного режима потока текучей среды дросселем и/или клапаном нисходящей скважины.

Датчик может быть акустическим датчиком.

Контроллер может содержать компьютер, имеющий искусственную нейронную сеть для определения режима потока текучей среды на основе измерений акустического датчика.

Скважина может содержать источник энергии, соединенный с производственной трубой для подачи энергии к датчику.

В еще одном аспекте изобретения создан способ управления потоком многофазной текучей среды в трубопроводе, при котором определяют акустическую характеристику потока текучей среды вдоль участка трубопровода и определяют на основе указанной характеристики режим потока текучей среды на указанном участке трубопровода, согласно изобретению перед определением режима потока текучей среды осуществляют передачу указанной характеристики в контроллер через трубопровод и на основе определения режима потока текучей среды регулируют количество, по меньшей мере, одной из текучих сред в трубопроводе для установления требуемого режима потока.

Трубопровод может представлять собой нефтяную скважину, и многофазовая текучая среда содержит подъемный газ, нагнетаемый в скважину, и нефть.

Можно использовать контроллер, включающий компьютер, имеющий искусственную нейронную сеть, предназначенную для определения режима потока текучей среды на основе акустической характеристики.

Требуемый режим потока текучей среды может быть тэйлоровским режимом потока.

Требуемый режим потока может содержать минимизацию количества подъемного газа и максимизацию количества добытой нефти.

Проблемы, приведенные выше, в большинстве случаев решаются с помощью системы и способа в соответствии с настоящим изобретением для определения режима потока и регулирования характеристик потока для поддержания необходимого режима. В предпочтительном исполнении регулируемая газлифтная скважина содержит обсаженный ствол скважины с обсадной колонной, имеющий колонну труб, которые установлены внутри обсадной колонны и проходят вдоль нее. Регулируемый газлифтный клапан присоединен к трубам для регулирования нагнетания газа между внутренним и наружным пространством труб, а в более частном случае, между кольцевым пространством между трубами и обсадной колонной и внутренней частью труб. Регулируемый газлифтный клапан и датчики снабжаются электроэнергией и регулируются с поверхности. Это производится для регулирования таких объектов, как коммуникация текучей среды между кольцевым пространством и внутренним пространством труб и количеством нагнетаемого газа в поверхность. Коммуникационные сигналы и электроэнергия подаются с поверхности через трубы и обсадную колонну в качестве проводников. Электроэнергией служит преимущественно переменный ток низкого напряжения с частотой около 60 Гц.

Более подробно, контроллер (компьютер) на поверхности включает модем с коммуникационным сигналом, сообщенным трубам и получаемым на модеме нисходящей скважины, связанной с регулируемым газовым клапаном. Аналогично модем нисходящей скважины может связывать информационные датчики с компьютером системы. Кроме того, электроэнергию подают в колонну труб и получают в нисходящей скважине для регулирования действия регулируемого газлифтового клапана и снабжения энергией датчика. Преимущественно обсадную колонну используют как заземленный обратный провод. В альтернативе отдаленная порода может быть использована как электрический обратный провод. Путь заземленного обратного провода обеспечивается регулируемым газлифтным клапаном через проводящий централизатор вокруг труб, который изолирован в своем контактировании с трубами, но находится в электрическом контакте с обсадной колонной.

Регулируемая газлифтная скважина содержит один или несколько датчиков в нисходящей скважине, которые преимущественно находятся в контакте с модемом нисходящей скважины и связаны с компьютером на поверхности. Дополнительно к акустическим такие датчики, как датчики температуры, давления, геофонные датчики, датчики положения клапана, скоростей потока и дифференциальные манометры давления применяют предпочтительно во многих ситуациях. Датчики передают измерения в модем для передачи к поверхности или непосредственно к программируемому интерфейсному контрольному устройству для определения режима потока в данном расположении и эксплуатации регулируемого газлифтного клапана и нагнетания газа в поверхность для регулирования потока текучей среды через газлифтный клапан.

Преимущественно ферромагнитные дроссели присоединяют к трубам для действия в качестве серийного полного сопротивления (импеданса) на поток тока к трубам. В преимущественном варианте верхний ферромагнитный дроссель помещен вокруг труб ниже подвески труб и ток и коммуникационный сигнал передаются к трубам ниже верхнего ферромагнитного дросселя. Нижний ферромагнитный дроссель помещен в нисходящей скважине вокруг труб с регулируемым газлифтным клапаном, электрически связанным с трубами над нижним ферромагнитным дросселем, хотя регулируемый газлифтный клапан может быть механически связан с трубами ниже нижнего ферритного дросселя. Преимущественно поверхностный контролер (компьютер) связан через поверхностный ведущий модем и трубы с подчиненным модемом нисходящей скважины регулируемого газлифтного клапана. Контроллер на поверхности может получать измерения из различных источников, таких как датчики в нисходящей скважине, измерения выхода нефти и измерения поступления сжатого газа в скважину (поток и давление). Используя данные измерения, контроллер может рассчитывать оптимальное положение регулируемого газового клапана, более конкретно - оптимальное количество газа, нагнетаемого из кольцевого пространства внутри обсадной колонны через каждый регулируемый вентиль в трубы. Контроллером могут регулироваться дополнительные параметры, как, например, может осуществляться регулирование подачи сжатого газа в скважину на поверхности, регулирование обратного давления в скважинах, регулирование системы нагнетания пористого бродильного агента или поверхностно-активного вещества для вспенивания нефти и получения измерений показателей производства и эксплуатации из различных других скважин на том же месторождении для оптимизации производительности месторождения.

Возможность активно управлять текущими условиями в нисходящей скважине, связанная с возможностью управлять условиями эксплуатации на поверхности и в нисходящей скважине, могла иметь большие преимущества в газлифтной скважине. Каналы, такие как газлифтные скважины, имеют четыре широких режима потока текучей среды, а именно пузырьковый, тэйлоровский, сплошной и кольцевой потоки. Наиболее эффективным режимом потока для производства (нефть добывают посредством нагнетания газа) является тэйлоровский режим потока.

Датчики в нисходящей скважине, описанные в настоящем изобретении, способны замерять тэйлоровский поток. Вышеназванный контроллер на поверхности для управления механизмами, регулируемые клапаны, подача газа, нагнетание поверхностно-активных веществ и т.п. обеспечивают возможность создавать и поддерживать тэйлоровский поток. В увеличенных формах регулируемые клапаны в нисходящих скважинах могут работать независимо для получения локализованного тэйлоровского потока.

При преимущественном осуществлении способа все газлифтные клапаны являются клапанами управляемого типа в соответствии с настоящим изобретением и могут независимо управляться. Требуется поднять содержимое нефтяной колонны из точки ствола скважины, наиболее близкой к эксплуатационному паккеру. Для этого самый низко расположенный газлифтовый клапан является первичным клапаном при эксплуатации. Верхние газлифтные клапаны применяют для возбуждения скважины во время введения в эксплуатацию. В стандартных газлифтных скважинах эти верхние клапаны имеют предварительную установку сильфонов с границами ошибки 200 фунт/кв. дюйм для обеспечения закрытия клапанов после возбуждения. Это означает, что подъемное давление теряется в нисходящей скважине для обеспечения потерь в 200 фунт/кв. дюйм на клапан. Более того, такие стандартные клапаны часто текут и отказывают в работе до полного закрытия. Применение редукционных клапанов настоящего изобретения преодолевает эти недостатки.

Конструкция такой регулируемой газлифтной скважины выбирается таким образом, чтобы быть по возможности сходной со стандартной конструкцией. Для этого после оснащения скважины обсадной колонной в типовом случае над зоной производства устанавливают паккер. Колонну труб затем проводят через обсадную колонну до взаимодействия с производственной зоной. Как только колонна труб поднята над поверхностью, нижний ферритовый дроссель помещают вокруг одной из стандартных колонн труб для установления положения над паккером нисходящей скважины. В секциях колонн труб газлифтный клапан и один или несколько датчиков присоединены к колонне. В предпочтительном варианте применяют оправку в виде бокового кармана для размещения линейного вставляемого и отводимого назад газлифтного клапана или датчика. С такой конфигурацией или регулируемый газлифтный клапан в соответствии с настоящим изобретением может быть введен в оправку, или одно или несколько компактных устройств с датчиками могут быть использованы. В альтернативном случае регулируемый газлифтный клапан или датчики могут передаваться по трубам. Колонна труб поднимается к поверхности, где ферромагнитный дроссель снова помещают вокруг колонны труб ниже подвески труб. Коммуникацию и питающие провода далее соединяют через подачу в устье скважины с колонной труб ниже верхнего ферромагнитного дросселя.

В альтернативном варианте датчик и коммуникационный желобок вводят без необходимости включения управляемого газлифтного клапана. Так, электронный модуль, имеющий датчики давления, температуры и акустические датчики или другие датчики, энергоснабжение и модем, введен в оправку в виде бокового кармана для подсоединения к контроллеру на поверхности для определения режима потока с применением проводников труб и обсадной колонны. В альтернативном случае, такие электронные модули могут быть смонтированы непосредственно на трубах (переданы по трубам) и не могут иметь такую конфигурацию, чтобы быть замененными по проводной линии связи. Непосредственно смонтированный на трубах электронный модуль или управляемый газлифтный клапан может быть заменен только вытягиванием всей колонны труб. Только для датчиков, помещенных в нисходящей скважине, измерения связаны с поверхностью и поверхностные параметры (то есть подачу сжатого газа) регулируют для получения желаемого режима потока нисходящей скважины.

Далее приводится подробное описание изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:

Фиг.1 представляет схематический вид управляемой газлифтной скважины в соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения;

фиг.2 - схематический вид колонны труб в обсаженном стволе скважины, иллюстрирующий расположение оправки в виде бокового кармана на колонне труб;

фиг.3 - серию фрагментарных, вертикальных сечений, иллюстрирующих формы потоков в двухфазном вертикальном (восходящем) потоке, где фиг.3А иллюстрирует пузырьковый поток, фиг.3В иллюстрирует стержневой поток, фиг.3С иллюстрирует турбулентный поток и фиг.3D иллюстрирует кольцевой поток;

фиг.4A-4D представляют формы потока в горизонтальном двухфазном потоке, где фиг.4А иллюстрирует кольцевой дисперсный поток, фиг.4В иллюстрирует чередующийся волнистый поток, фиг.4С иллюстрирует стержневой или пульсирующий поток и фиг.4D иллюстрирует дисперсный пузырьковый поток;

фиг.5 представляет график зависимости количества сжатого газа от давления в трубе и изображает четыре режима потока, сталкивающихся в типовой газлифтной скважине, а именно пузырьковый, тэйлоровский, стержневой и кольцевой виды потока;

фиг.6 - в увеличенном виде схему управляемого газлифтного клапана, размещенного в проволочной восстанавливаемой оправе в виде бокового кармана;

фиг.7А-7С изображают вертикальные сечения предпочтительного варианта управляемого клапана в виде коробки;

фиг.8 представляет в увеличенном масштабе схему вертикального сечения электронного модуля, который содержит датчики, присоединенные к колонне труб, отдельно от управляемого клапана;

фиг.9 - эквивалентную диаграмму управляемой газлифтной скважины, изображенной на фиг.1;

фиг.10А - в увеличенном масштабе схему управляемого клапана постоянно присоединенного к колонне труб;

фиг.10В - в увеличенном масштабе вертикальное сечение управляемого газлифтного клапана согласно альтернативному варианту выполнения;

фиг.11 - схематическую диаграмму, изображающую поверхностный контроллер в соединении с электронными устройствами управляемого газлифтного клапана;

фиг.12 - блок-схему электронной энергетической и управляющей системы;

фиг.13 - блок-схему нейронной сети для распространения данных для интерпретации акустических данных.

Описание режимов потоков

Без классификации режимов потоков трудно количественно определить скорости потоков двухфазных текучих сред в канале. Стандартным путем классификации режима потока является визуальное наблюдение потока в канале с помощью человека-наблюдателя. Хотя в нисходящей скважине видеосъемки коммерчески доступны, визуальное наблюдение потока нисходящей скважины не является стандартной практикой (горизонтальная скважина, скважинные исследования, при которых требуется специальная проводная линия (кабелем из оптического волокна). Более того, видеосъемки в нисходящей скважине могут быть успешными только в прозрачных текучих средах и в газовых скважинах или заглушенных скважинах с прозрачной заглушающей жидкостью. В нефтяных скважинах необходима альтернатива визуальным наблюдениям для классификации режима потока.

Все режимы потоков производят свои собственные особенные звуки. Опытный человек-наблюдатель может классифицировать режим потока в трубе скорее по слуховым, чем по визуальным наблюдениям. В противоположность видеосъемке обслуживание для акустического каротажа предоставляется для различных провайдеров проводной связи для различных скважин с обсадными колоннами. Традиционное применение таких звуковых, каротажных диаграмм должно обнаруживать утечки в обсадных колоннах или трубах. Дополнительно к записанным звуковым каротажным диаграммам поверхностный пульт управления оборудован усилителями и громкоговорителями, которые обеспечивают слуховое восприятие звуков, производимых нисходящей скважиной. Звуковая каротажная диаграмма обычно наносится в зависимости от глубины уровня давления (некалиброванного) звука для скважины после прохождения звукового сигнала через 5 проточных фильтров различной высоты (фракции шума: 200 Гц, 600 Гц, 1000 Гц, 2000 Гц и 4000 Гц). В принципе, инженер по каротажу на основе слуховых наблюдений за звуками нисходящей скважины мог бы провести классификацию режимов потока. Эта процедура, однако, является непрактичной, так как она склонна к ошибкам и не может быть воспроизведена от звуковых каротажных диаграмм (звук не записывается нормально на аудиоленте) и она зависит от опыта отдельного инженера.

Успешное применение нейронной сетевой классификации режима потока по звуковым каротажным диаграммам на месторождении обеспечивает ряд выгод для предприятия. Прежде всего, оно позволит применять правильную, специфическую для данного режима потока гидравлическую модель для задачи оценки каротажных диаграмм добычи двухфазной текучей среды из горизонтальной скважины. Во вторых, это позволяет осуществлять более вынужденный последовательный контроль регистрируемых данных исследований добычи. Последнее является альтернативой необходимости предсказывать режим потока, применяя критерии гидравлической стабильности из первых принципов, понижая посредством этого расчетные нагрузки по крайней мере в 10 раз, что приводит к более быстрому обращению во времени.

“Двухфазный поток - это взаимодействующий поток двух фаз, жидкости, твердого тела или газа, в котором промежуточная поверхность между фазами обусловлена их движением” (Butterworth и Hewitt, 1979). Много различных видов потоков могут быть результатом изменения формы промежуточной поверхности между двумя фазами. Эти виды зависят от широкого круга факторов, например скоростей потока фазы, давления и диаметра и наклона в трубе, содержащей исследуемый поток, и т.д. Режим потока в вертикальном подъемном потоке, изображенном на фиг.3, включает следующие потоки: пузырьковый поток, представляющий собой дисперсию пузырьков жидкости; ударный или пульсирующий поток, в котором диаметр пузырьков приближается к диаметру трубы и пузырьки имеют форму пули, малые пузырьки суспендированы в промежуточных жидкостных цилиндрах; перемешивающийся или вспененный поток, являющийся высоконестабильным потоком осцилляторной природы, за счет чего жидкость возле стенки трубы постоянно пульсирует и опускается; кольцевой поток, в котором пленка жидкости стекает по стенке трубы и газ протекает в центре.

Вышеприведенные виды потока получены с помощью увеличения скорости газа. Для газовых скважин кольцевой поток, как полагают, находится выше основной части труб, в то время как для нефтяных скважин прерывистый поток превалирует в верхней части труб. В условиях на входе трубы преимущественно присутствует пузырьковый поток, следовательно, в трубе, поскольку accoциированный газ выходит из нефти, когда давление падает, происходит переход от пузырькового потока к прерывистому потоку. Режимы потоков в горизонтальном потоке проиллюстрированы на фиг.4 и являются следующими: пузырьковый поток, в котором пузырьки имеют тенденцию к флотации на верхней части воды; слоистый поток, в котором жидкость течет вдоль нижней части трубы, и газовые потоки - наверху; ударный или пульсирующий поток, в котором большие пенистые скопления жидкости чередуются с большими газовыми мешками; кольцевой поток, в котором жидкостное кольцо присоединено к стенке трубы с газом, продуваемым через нее, обычно слой на дне намного толще, чем в верхней части.

Другой режим потока был идентифицирован, а именно тэйлоровский поток, который возникает между пузырьковым и пульсирующим потоками (фиг.3, 3А, 3В) и имеет характеристики каждого. Более подробно, как показано на фиг.5, тэйлоровский поток является наиболее желательным режимом потока для максимизации выхода нефти для количества нагнетенного газа. Хотя предпочтительное воплощение связано с достижением тэйлоровского потока в вертикальной нефтяной скважине, принципы являются применимыми к горизонтальным скважинам (фиг.4) и большинству двухфазных потоков в трубопроводе. Приведенная скорость является отношением объемной скорости Q потока при линейных условиях к поперечному сечению трубы А, так что:

Приведенная скорость является скоростью, которую имела бы фаза, если бы она была единственной фазой в трубе. Фракция объема газа (GVF) является приведенной скоростью газа, разделенной на сумму приведенной скорости газа и приведенной скорости жидкости.

Фракция объема газа зависит от давления. Отметим, что при экспериментах в замкнутом профиле потока скорость потока газа выражается при нормальных условиях (нм³/ч).

Удобным и иллюстративным путем изображения режимов потока через скорости потока является составление карты режима потока в двухмерной плоскости с приведенной скоростью газа по горизонтальной оси и приведенной скоростью жидкости по вертикальной оси для данного наклона трубы (фиг.3). Теоретически восемь переменных необходимо для определения режима потока в трубе. В варианте карты потока, зависящей от угла, применяют только три переменные. В этом случае подход себя оправдывает, потому что три переменных карты потока, а именно угол наклона трубы, приведенная скорость газа и приведенная скорость жидкости являются единственными переменными, которые были изменены в ходе изучений. Все другие переменные, то есть плотность газа и текучей среды и вязкость, поверхностное натяжение, диаметр трубы и шероховатость трубы являются фиксированными (Wu, Pots, Hollenberg, Meerhoff, “Flow pattern transition in two-phase gas/condensate flow at high pressures in an 8 inch horizontal pipe” - “Переход формы потока в двухфазный газо/конденсатный поток при высоких давлениях в 8-дюймовой горизонтальной трубе”/Рrос.of the Third International Conf. On Multiphase-Phase Flow, The Hague, The Netherlands, 18-20 May, pp.13-21, 1987; Oliemans, Pots, Trompe, “Modelling of annular dispersed two-phase flow in vertical pipes” - “Моделирование кольцевого дисперсного двухфазного потока в вертикальных трубах”, J.Multiphase Flow, 12:711-732, 1986).

Представленная карта потока покрывает три порядка величины для скорости потока газа и жидкости. При поверхностной скорости жидкости, равной 10 м/с, 4-дюймовая труба будет поддерживать скорость потока приблизительно 10000 барр жидкости в сутки, если жидкость была единственной текучей средой, протекающей по трубе. Таким образом, такая карта потока покрывает все ситуации, которые имеют практическое применение на нефтяном месторождении. Поскольку фракция объема газа является отношением приведенной скорости газа к сумме приведенной скорости газа и приведенной скорости жидкости, линии постоянной фракции объема газа появляются на карте потока в виде прямых параллельных линий с углом наклона 45°. 50% GVF линия является линией, проходящей через точки (10,10) и (0.01, 0.01). Справа от данной линии возникают фракции большого объема газа, в то время как слева объем газовой фракции уменьшается.

Измерение звука

Звук редко обладает единственной частотой. Следовательно, для того, чтобы его проанализировать, нужно было бы изучить полный набор частот. Выбранный спектр частот может быть разделен на смежные полосы (Pierce, 1981), такие как

и, соответственно,

где n-я полоса ограничена низшей частотой f_L (n), a верхняя частота f_U(n). Полосы можно считать пропорциональными, если соотношение f_U(n)/f_L(n) одинаково для каждой полосы. Октава является полосой, для которой

то есть высшая частота вдвое выше низшего предела частоты полосы. В то же самое время одна треть октавной полосы представляет собой

любая пропорциональная полоса определяется ее центральной частотой. Это выражено как

Стандартная схема, разделенная на 1/3 октавы (ANSI S. 1.6-1967 (R 1976) использует тот факт, что десять 1/3-октавных полос составляют приблизительно декаду. Стандартные 1/3-октавные полосы являются такими, что

то есть 1, 10, 100, 1000 и т.д. являются некоторыми стандартными 1/3-октавными центральными частотами. Может быть получено графическое отображение количества 1/3-октавных полос в зависимости от частоты. По логарифмической шкале 1/3-октавные полосы являются эквидистантными и имеют одинаковую ширину.

Для двух диапазонов анализов на регистрирующем оборудовании используют частоты 100 кГц и 1000 кГц. Диапазон в 100 кГц покрывает полосы 20-49. Диапазон 1 к Гц покрывает также альтернативная распределительная схема, использующая декады. Центральные частоты двух соседних полос декад имеют соотношение 10.

Величина сигнала любой данной полосы выражается как уровень звукового давления. Уровень звукового давления (SPL) имеет логарифмическую шкалу и измеряется в децибеллах (дБ) (Kinsler et al., 1982). Если р является звуковым давлением, то:

р_ref - эталонное давление, часто принимаемое в 1μПа для подв