Способ интерпретации сигналов ямр для получения результатов измерений потока многофазной текучей среды в системе газ/жидкость

Способ интерпретации сигналов ямр для получения результатов измерений потока многофазной текучей среды в системе газ/жидкость

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение в целом относится к способу и устройству для измерений на основе магнитного резонанса и анализа режимов многофазного потока в транспортной или эксплуатационной трубе. Более конкретно, настоящее изобретение относится к определению долей жидкости и газа в многофазном потоке.

Предшествующий уровень техники

В литературе существует много способов с использованием методов магнитного резонанса для прямого, часто в режиме реального времени, анализа различных свойств жидкостей, транспортируемых по трубопроводам. Например, некоторые свойства текучих сред, извлекаемых из подземного пласта, можно определять в реальном времени и при температурах и давлениях пласта in-situ на основе измерения времен поперечной (Т₂) и продольной (T₁) релаксации текучих сред, а также их самодиффузии (D). Параметры, полученные в результате таких измерений, включают в себя, например, относительные доли углеводородов и воды, которые внесли вклад в измеренный сигнал ЯМР, уровень загрязнения фазы углеводородной текучей среды в результате проникновений воды или буровой грязи, и оценки вязкости углеводородов.

Указанные измерения можно осуществлять как в виде экспериментов на поверхности, так и под землей, и они часто приводят к сокращению числа неясных моментов, связанных с выемкой образцов и их транспортировкой. Некоторые аналитические методы на основе магнитного резонанса и связанные с ними устройства описаны, например, в патентах США №6111408 "Nuclear Magnetic Resonance Sensing Apparatus and for Techniques down hole Measurements"; №6737864 B2 "Magnetic Resonance Fluid Analysis and Method"; №6825657 B2 "Magnetic Resonance for Method Characterizing Fluid Samples Withdrawn from Subsurface Earth Formations"; №6891369 B2 "Magnetic Resonance Method and Logging for Apparatus Fluid Analysis"; заявке на патент США 2005/0040822 A1 "Multi-measurements NMR Analysis based on Maximum Entropy"; заявке на патент США 2006/0122779 A1 "Interpretation for Methods NMR Diffussion-T2 Maps"; патентах США 7872474 "Magnetic Resonance Based Apparatus and Method to Analyze and to Measure the Bi-Directional Flow Regime in a Transport or a Production Conduit of Complex Fluids, in Real Time and Real Flow-Rate"; №7719267 "Apparatus and Method for Real Time and Real Flow-Rates Measurements of Oil and Water Cuts from Oil Production" и ссылках, содержащихся в них.

В патенте США 4785245 магнитный резонанс используют для определения относительных долей нефти и воды, а также скорости потока в напорном трубопроводе текучей среды. Определение долей нефти и воды, как правило, осуществляют при помощи сигнала магнитного резонанса, который взвешен по индивидуальным временам спин-решеточной релаксации (T₁) каждого компонента текучей среды. Данная методика требует, чтобы индивидуальное время поперечной релаксации водной фазы в смесях углеводород/вода отличалось от такового для нефтяной фазы. В большинстве вариантов применения данное требование выполняется в достаточной степени. В дополнение к этому, в случае углеводородных смесей, образованных компонентами с низкой и высокой вязкостью, часто также можно определять соотношение легких и тяжелых компонентов, поскольку их соответственные величины времен продольной релаксации отличаются в степени, достаточной для выделения соответствующих сигналов магнитного резонанса.

Для измерения скоростей потоков можно установить два основных принципа.

Определение скоростей потоков текучих сред при помощи измерения «времени пролета» текучих сред между двумя спектрометрами магнитного резонанса: (или между двумя датчиками одного спектрометра). Смотрите, например, патент США 6046587 "Measurements of Flow Fractions, Flow Velocities and Flow Rates of a Multiphase Fluid using NMR Sensing," или патент США 6268727 "Measurements of Flow Fractions, Flow Velocities and Flow Rates of a Multiphase Fluid using ESR Sensing". В обоих патентах раскрыт датчик, который использует, по меньшей мере, два спектрометра магнитного резонанса или один спектрометр магнитного резонанса, а другой спектрометр электронного парамагнитного резонанса. Базовый принцип указанного подхода основан на том, что известно как «время пролета или прохода» возбужденных в результате магнитного резонанса ядер текучей среды между обоими спектрометрами. Другим вариантом указанного способа является заявка на патент США 2004/001532 "Method and procedure to measure fluid flow and fluid fraction, and equipment used to that end". В данном случае имеется только один электронный блок, совместно используемый двумя катушками датчика. Принцип действия подхода, описанного в ссылке 532, является тем же, что и изложенный в ссылке 727, а именно, скорость потока молекул воды и углеводорода измеряют по отдельности при помощи соответственного времени, требуемого для попадания каждого компонента в пространство между двумя катушками датчика. Несмотря на теоретическую корректность, указанный «времяпролетный» подход обладает небольшой возможностью практического осуществления в случае вариантов применения на месторождениях нефти, поскольку он ограничен относительно низкими скоростями потоков и является дорогостоящим для воплощения.

Еще один способ измерения потока текучей среды посредством магнитного резонанса основан на пространственном кодировании скорости потока при помощи градиента магнитного поля, который ориентирован в направлении потока. Данный подход использует градиенты магнитного поля (статические и/или электронно-импульсные) для модулирования фазы прецессии спинов протонов. Измеритель потока с разделением фаз текучей среды, который использует импульсные градиенты электромагнитного поля, раскрыт, например, в патентах США 6452390 "Magnetic Resonance Analyzing Flow Meter and Flow Measuring Method". Указанный способ обладает тем недостатком, что максимальные детектируемые скорости потоков пропорциональны интенсивности импульсов градиента приложенного поля. С учетом вышесказанного, измерение реальных скоростей потоков, с которым сталкиваются в ходе добычи и транспортировки углеводородов, требует градиентов магнитного поля высокой интенсивности, которые к тому же необходимо включать и выключать в течение чрезвычайно коротких периодов времени. Такие импульсы градиента труднодостижимы, в частности, через посредство воспринимаемых датчиком объемов, которые сравнимы с сечением напорных трубопроводов, обычно используемых в вариантах применения на месторождениях нефти. Следовательно, данная методика, как правило, ограничивается измерениями относительно низких скоростей потоков.

Вариант указанного способа, который включает в себя применение статического поля с продольным градиентом, описан в заявке на патент США 2006/0020403, "Device and Method for real time direct measurement of the Flow-Rate of a Multi-Component Complex Fluid". В 403 ссылке раскрыт измеритель потока и измерение фракций текучей среды в многофазном потоке при помощи одной катушки, присоединенной к магниту со слегка наклонными плоскими полярными гранями. Устройство генерирует градиент магнитного поля в направлении потока текучей среды, в дополнение к постоянному магнитному полю, требуемому для детектирования сигнала магнитного резонанса. Пространственное кодирование временного положения резонансных ядер реализуется посредством линейного градиента магнитного поля в объеме, который зондируется при помощи катушки для возбуждения и обнаружения магнитного резонанса. В случае высоких скоростей потоков указанный градиент можно увеличивать для достижения соответствующего кодирования протонов, которые составляют циркулирующую сложную текучую среду. Несмотря на то, что с использованием различных форм магнита, в принципе, можно воплощать более значительные постоянные градиенты магнитного поля, указанный подход к измерениям достигает своего предела вследствие того, что усиление интенсивности градиента магнитного поля сопровождается соответствующим увеличением частотного содержимого детектируемого сигнала магнитного резонанса. Для данной ширины полосы (электронных устройств, используемых для передачи и приема радиочастотных сигналов), указанное увеличение ширины линии магнитного резонанса -представленной в виде области частот после Фурье-преобразования сигнала во временной области - вызывает ухудшение отношения сигнала к шуму детектируемого сигнала. Это, в свою очередь, обусловливает снижение точности измерения и увеличивает время, требуемое для отдельного измерения. Кроме того, возможно, что детектируемый сигнал ЯМР исходит только от текучих сред, локализованных внутри тонкого среза, ориентированного перпендикулярно направлению градиента магнитного поля, а не от всех текучих сред в трубе.

Вышеизложенные принципы дополнительно развиты в патентах США 8143887 и 8212557, раскрытия которых также включают в себя приведенные в примерах систему и способы проведения ЯМР-измерений многофазного потока.

Все ссылки, упомянутые в настоящем документе, включены в него в своей совокупности, за исключением случаев, когда они содержат положения, которые противоречат положениям, сформулированным в настоящей заявке.

Подходы, описанные выше в общих чертах, ограничены измерением средних скоростей потоков компонентов текучей среды. Однако обнаружено, что, поскольку указанные способы основываются на поддающемся количественной оценке диффузионном различии между жидкой и газовой фазами, они не всегда дают точные результаты при низких давлениях или низких скоростях газа. Таким образом, остается желательной разработка способа и устройства, с помощью которых можно точнее определять профиль скорости каждого отдельного компонента многофазной текучей среды без использования времяпролетных измерений.

Сущность изобретения

Согласно предпочтительным вариантам осуществления изобретение включает в себя способ и устройство, с помощью которых можно точнее определять профиль скорости каждого отдельного компонента многофазной текучей среды без использования времяпролетных измерений. Конкретно, один из вариантов осуществления настоящего способа заключает в себе следующее: устанавливают модуль магнитного резонанса для измерения и анализа, через который протекает многофазная текучая среда, и модуль предварительной поляризации, через который многофазная текучая среда протекает перед поступлением в модуль магнитного резонанса; пропускают многофазную текучую среду через модуль предварительной поляризации и модуль магнитного резонанса; по мере протекания текучей среды через модуль магнитного резонанса, к текучей среде прилагают последовательность радиочастотных импульсов, по меньшей мере, один раз в присутствии градиента магнитного поля и, по меньшей мере, один раз в отсутствие градиента магнитного поля и измеряют интенсивность заданного числа сигналов спинового эха, которые формируются при воздействии последовательности РЧ-импульсов; используют первую калибровку между отношением наклона и отрезка, отсекаемого графиком измеренных сигналов спинового эха, и скоростью потока, по меньшей мере, для одной негазовой фазы при наличии градиента магнитного поля, приложенного для определения скорости потока данной негазовой фазы; используют вторую калибровку интенсивности сигнала негазовых фаз как функции скорости потока, в присутствии и в отсутствие прилагаемых градиентов магнитного поля, для корректировки обусловленного градиентом ослабления сигнала негазовой фазы и вычисления интенсивности сигнала негазовой фазы с поправкой на градиент; вычитают интенсивность сигнала негазовой фазы с поправкой на градиент из сигнала ЯМР многофазной текучей среды, измеренного при скорости потока жидкости, для определения сигнала, который соответствует газовой фазе; и используют сигнал газовой фазы для определения объемной доли и скорости потока газовой фазы.

Последовательность радиочастотных импульсов может быть импульсной последовательностью КПМГ, а градиент магнитного поля в продолжение РЧ-последовательности может быть импульсным или постоянным. Определение скорости потока газа может включать в себя использование калибровки скорости потока по чистому газу в сопряжении с наклоном и отрезком, отсекаемым графиком вычисленного сигнала газа. Вычисления объема и скорости газа можно проводить для множества горизонтальных и негоризонтальных сегментов площади сечения потока. Вычисление объемной скорости потока газовой фазы может включать в себя умножение объемной доли газа на скорость потока газа. Настоящий способ предпочтительно можно использовать для оценивания многофазной текучей среды, которая включает в себя газ, протекающий при давлении меньше 15 МПа.

Следует понимать, что хотя нижеследующее описание может включать в себя ссылки на поток текучей среды в одном направлении, изобретение обладает равной применимостью к потоку в двух направлениях.

Аналогичным образом, когда артикль "а" используют при заявлении или описании присутствия компонента в устройстве данного изобретения, необходимо понимать, что употребление неопределенного артикля не ограничивает присутствие компонента в устройстве числом один, если только данное заявление или описание не выражают в явной форме обратного.

Краткое описание чертежей

Для легкости понимания следующего ниже описания приводится ссылка на сопроводительные чертежи, в которых:

фигура 1 представляет собой схематичную иллюстрацию системы, способной работать в соответствии с настоящим изобретением;

фигура 2 представляет собой схематичную иллюстрацию графической зависимости, формируемой и используемой в соответствии с настоящим изобретением;

фигура 3 представляет собой иллюстрацию способов настоящего изобретения, применяемых для газо-жидкостных измерений в отношении потока вода/ метан, в котором вода протекает со скоростью 3,97 м³/ч, а газ со скоростью 1 м³/ч;

фигуры 4 и 5 представляют собой графики, отображающие корреляцию между вычисленными и известными величинами скоростей потоков воды и газа, соответственно, при трех разных объемных долях газа.

Подробное описание предпочтительного варианта осуществления изобретения

Обращаясь сначала к фигуре 1, можно видеть, что система, способная работать в соответствии с настоящим изобретением, предпочтительно включает в себя линию 10 потока текучей среды, модуль 12 предварительной поляризации, модуль 14 магнитного резонанса и контроллер 16. Линия 10 потока может быть любой линией, способной перемещать текучую среду, и, предпочтительно, способной перемещать многофазную текучую среду. Линия 10 потока предпочтительно является горизонтальной, и в некоторых случаях может представлять собой трубу, такую как та, что используют для транспортировки сырой нефти или других углеводородных продуктов, которые, в свою очередь, могут включать в себя газообразные и/или жидкие углеводороды, а также жидкую воду или другие привносящие водород загрязнители, такие как H₂S. Линия 10 потока проходит через модуль 12 предварительной поляризации и модуль 14 магнитного резонанса, предпочтительно концентрически, так что текучая среда, протекающая по линии 10, подвергается воздействию магнитных полей, прилагаемых со стороны модуля 12 предварительной поляризации и модуля 14 магнитного резонанса.

Модуль 12 предварительной поляризации заключает в себе устройство для создания магнитного поля и предпочтительно, но не обязательно, заключает в себе устройство для создания магнитного поля с линиями переменной эффективной длины. В некоторых вариантах осуществления изобретения модуль 12 предварительной поляризации может заключать в себе один или несколько магнитных массивов Хальбаха.

Модуль 14 магнитного резонанса предпочтительно включает в себя, по меньшей мере, одну катушку, способную прилагать последовательность радиочастотных (РЧ) импульсов. Катушка может быть намотана в соленоидной конфигурации, седловидной конфигурации или в любой другой подходящей конфигурации, которая приводит в результате к приложению предварительно рассчитанного магнитного поля, ориентированного перпендикулярно фоновому магнитному полю, и охвату всего объема текучей среды внутри модуля 14.

Линию 10 потока предпочтительно изготовляют из немагнитных материалов в случае участка, расположенного внутри модулей предварительной поляризации, и изготовляют из неэлектропроводных материалов в случае участка, расположенного внутри модуля магнитного резонанса. Однако, если РЧ- и градиентные катушки монтируют на внутренней стороне трубы, линию 10 потока можно изготовлять из немагнитного, но электропроводного трубного материала, такого как нержавеющая сталь.

Еще раз обращаясь к фигуре 1, можно видеть, что модулем 12 предварительной поляризации и модулем 14 магнитного резонанса предпочтительно управляют при помощи контроллера 16, который предпочтительно представляет собой микропроцессор/компьютер, такой, как известные в данной области техники. При желании контроллер 16 можно располагать на отдалении от модулей 12 и 14 для упрощения согласования с регламентами нефтяных месторождений.

В предпочтительных вариантах осуществления изобретения, с целью обеспечения того, чтобы ламинарный поток устанавливался до поступления текучей среды в модуль, система также включает в себя достаточную длину прямой трубы выше по ходу потока от модуля 12 предварительной поляризации. Длина прямой трубы, необходимой для обеспечения ламинарного потока, зависит от диапазона ожидаемых скоростей текучей среды в трубе и может составлять от одного до нескольких метров.

Также предпочтительно, но не обязательно, чтобы ID измерителя совмещался и совпадал как можно точнее с внутренним диаметром трубы выше по ходу потока от измерителя в целях сведения к минимуму турбулентного потока, входящего в измеритель.

Также предпочтительно устанавливают «улавливатель» магнитного поля, который служит для удаления любого металлического обломочного материала из текучей среды до того, как она входит в измеритель. При добыче углеводородов широко распространено, что добытая текучая среда содержит металлический обломочный материал из разнообразных источников, включая частицы металла, которые соскреблись или откололись от долота и других внутрискважинных инструментов, а также другие случайные металлические фрагменты, которые могут присутствовать в скважине. Улавливатель магнитного поля размещают предпочтительно вблизи измерителя и выше по ходу от него на линии потока, но достаточно далеко для обеспечения того, чтобы его магнитное поле не мешало работе измерителя и чтобы магнитная поляризация текучих сред, индуцированная улавливателем, исчезала до поступления текучей среды в модуль 12 предварительной поляризации.

Наконец, измеритель предпочтительно размещать и монтировать таким образом, чтобы он был механически изолирован от источников вибрации, таких как насосы и другое оборудование.

Как будет понятно, опять же, при обращении к фигуре 1, модуль 12 предварительной поляризации служит для выстраивания определенных атомных ядер в одинаковой ориентации по мере их прохождения через него. Среди типов ядер, которые можно подвергать ориентированию, имеются ядра с нечетным числом протонов (¹Н) или нейтронов (¹³С), либо и протонов, и нейтронов (²Н). Поскольку водород имеется в избытке и в газообразных, и в жидких углеводородах, а также в воде, полезно уметь оценивать присутствие водорода в типичных текучих средах нефтяного месторождения. Модуль 14 магнитного резонанса выполняет функции как передающего устройства, так и датчика, хотя и не одновременно. Магнитное поле, порождаемое ориентированными ядрами, детектируется модулем 14 магнитного резонанса.

В случае текучей среды, протекающей через систему, модуль 14 магнитного резонанса будет воспринимать ослабевающее поле, в котором уменьшение амплитуды сигнала во времени является результатом как наличия потока ориентированных ядер, выходящего из модуля 14 магнитного резонанса, и естественного затухания ориентированного состояния, так и потери фазовой когерентности прецессирующего спина.

Согласно предпочтительным вариантам осуществления изобретения модуль 12 предварительной поляризации задействуют в течение желаемого интервала, а затем он изменяет эффективную длину, в то время как модуль 14 магнитного резонанса прилагает импульсное магнитное поле к текучей среде. В продолжение своих циклов «откл.» модуль 14 магнитного резонанса действует в качестве датчика.

Фигура 2 иллюстрирует данные на выходе из модуля 14 магнитного резонанса и сигнал, воспринимаемый датчиком в продолжение типичной последовательности импульсов. Амплитуда воспринимаемого поля ослабевает во времени. Опять же, уменьшение амплитуды во времени является результатом как наличия потока ориентированных ядер, выходящего из модуля 14 магнитного резонанса, так и естественного затухания ориентированного состояния. Собираемые на протяжении каждой последовательности импульсов, данные измерения являются показательными в отношении объемных долей, по меньшей мере, двух фаз многофазной текучей среды. Как изложено в патентах США 7719267 и 7872474, для приближений в пределах коротких интервалов времени и целесообразных скоростей потоков измеренное затухание часто определяется потоком ориентированных ядер и может быть использовано в качестве измерения потока.

Как пример, первое измерение осуществляют с использованием последовательности импульсов, выполненной с возможностью измерения времени поперечной релаксации ЯМР, Т2. Примером подходящей последовательности является импульсная последовательность Карра-Парселла-Мейбума-Гилла, (КПМГ). Как известно в данной области техники, последовательность КПМГ представляет собой импульсную последовательность сигналов спинового эха, состоящую из радиочастотного 90°-го импульса, за которым следует ряд последовательных 180°-ых импульсов, как проиллюстрировано на фигуре 2 со ссылкой на передающее устройство. Как правило, в рамках одной последовательности прилагают от нескольких сотен до нескольких тысяч указанных РЧ-импульсов. Полученные затухания свободной индукции (FID) и сигналов спинового эха детектируются приемником расходомера после начального 90°-го радиочастотного импульса и между 180°-ми радиочастотными импульсами, как проиллюстрировано на фигуре 2 со ссылкой на приемник. Как можно видеть, огибающая максимального сигнала спинового эха ниспадает экспоненциально с постоянной времени Т₂. Экстраполяция огибающей спинового эха ко времени, равному нулю, или начальная амплитуда сигнала FID, дает общую намагниченность. После калибровки общая намагниченность представляет собой прямое измерение числа ядер, находящихся в резонансе, а, следовательно, объема текучей среды. Таким образом, в предпочтительных вариантах осуществления изобретения определение величины наклон/отсекаемый отрезок используют в сочетании с предварительно установленной калибровкой для определения скорости потока. Указанные концепции подробно описаны в работе М. Appel and J.J. Freeman, and D. Pusiol, 2011. Robust Multi-Phase Flow Measurement Using Magnetic Resonance Technology. Доклад SPE 141465, представленный на выставке и конференции SPE Middle East Oil and Gas, состоявшейся в Манаме, Бахрейн, 6-9 марта 2011 г.

Было определено, что изложенная выше методика является неадекватной для измерения газожидкостного потока. Для устранения указанного недостатка раскрыт новый способ, который не опирается на количественно определяемое диффузионное различие между жидкой и газовой фазой. Новый способ основан на различии в водородных индексах между газовой фазой, обычно метаном, и жидкой фазой (фазами).

Вывод формулы для расчета водородных индексов пластовых текучих сред широко обсуждался в данной области техники. Для целей протонного (1Н) ЯМР: водородный индекс (HI) определяется как соотношение количества водорода в пробе и количества водорода в чистой воде в стандартных условиях (STP):

где ρ_m представляет собой массовую плотность текучей среды в г/см³, N_H является числом водородных атомов в молекуле, а М представляет собой молекулярную массу текучей среды. Знаменатель последнего выражения, 0,111, отображает количество моль водорода в одном кубическом сантиметре воды в стандартных условиях. Следовательно, числитель представляет собой количество моль водорода в том же объеме валовой пробы в условиях измерения.

Начальная амплитуда при измерении КПМГ, обсуждаемом выше, без какого-либо градиента поля, представляет доли текучих сред в воспринимаемом датчиком участке трубы, взвешенные по влиянию вытекающего потока и водородных индексов. При давлениях притока в головке трубы до диапазона значений от 1000 до 2000 фунт/кв. дюйм сигнал метана привносит лишь 10%-15% измеренного сигнала ЯМР вследствие низкого индекса газообразного водорода.

Если в течение всей импульсной последовательности КПМГ прилагают постоянный градиент магнитного поля, сигнал ЯМР в целом будет дополнительно ослабевать пропорционально интенсивности градиента магнитного поля, длительности периода времени между последовательными 180°-ми импульсами и диффузионной способности текучих сред. Очевидно, что упомянутый постоянный градиент магнита приводит к уменьшению толщины испытуемого среза; однако вследствие значительной ширины полосы РЧ-приемника и низкой интенсивности градиента, измеряемый срез обычно все же шире сечения трубы.

Вследствие высокого коэффициента диффузии газа, при данном числе повторений накопления данных, обусловленное градиентом ослабление всего измеренного сигнала приводит в результате к подавлению сигнала газа до значения ниже уровней обнаружения. В то же время, сигнал жидкости, обладающей меньшей диффузионной способностью, все же можно будет измерить благодаря ее более высокому начальному (неградиентному) сигналу и напряжению. Как следствие, сигнал ЯМР, который обнаруживается в случае приложения постоянного градиента магнитного поля, будет определяться откликами воды и нефти.

Используя калибровку между отношением наклона к отсекаемому отрезку и скоростью потока для индивидуальных жидких фаз при наличии градиента магнитного пОля, включенного в течение КПМГ-последовательности РЧ-импульсов, можно определять скорость потока жидкой фазы. Градиент магнитного поля может быть постоянным или импульсным в течение КПМГ последовательности РЧ-импульсов.

Вторую калибровку между интенсивностью сигнала чистых жидких фаз как функции скорости потока в присутствии и в отсутствие прилагаемых импульсов градиента магнитного поля можно использовать для корректировки обусловленного градиентом ослабления сигнала жидкости и вычисления интенсивности сигнала жидкой фазы с поправкой на градиент в отсутствие постоянного градиента.

Отношение интенсивности сигнала жидкой фазы с поправкой на градиент к интенсивности сигнала ЯМР чистых жидкостей, измеренной при заранее заданной скорости потока жидкости, можно использовать для вычисления объемной доли жидкой фазы.

Далее, вычитание сигнала жидкости с поправкой на градиент из сигнала, полученного в отсутствие приложенных постоянных градиентов, дает сигнал газа. Наклон и отрезок, отсекаемый графиком указанного дифференциального сигнала газа, можно калибровать относительно скорости потока газа с использованием калибровки скорости потока для чистого газа. Объемную долю жидкой фазы можно использовать для определения объемной доли газа. Умножение данной объемной доли газа на предварительно заданную скорость потока газа и площадь сечения трубы дает объемную скорость потока газовой фазы.

Изложенный выше способ интерпретации успешно применен к нескольким измерениям в смеси вода/газ. В качестве примера на фигуре 3 проиллюстрирована указанная процедура для воды, протекающей со скоростью приблизительно 4 м³/ч, и газа, протекающего со скоростью 1 м³/ч. На фигуре 3 линия 32 отображает измерение КПМГ, обсужденное выше, без каких-либо приложенных градиентов поля, линия 34 отображает сигнал, принятый в присутствии градиента, линия 36 представляет сигнал интенсивности жидкой фазы с поправкой на градиент в отсутствие постоянного градиента, а линия 38 представляет сигнал газа, полученный при вычитании сигнала 36 жидкости с поправкой на градиент из первоначального сигнала 32 без градиента.

На фигурах 4 и 5 показана корреляция между известными скоростями потоков и результатами, полученными с использованием способа, описанного выше для фракций воды и газа, соответственно. Измерения охватывали три различных объемных доли газа и ряд скоростей потока. Как можно видеть, коэффициент корреляции между известными и вычисленными значениями является высоким, особенно в случае жидкой фазы. С использованием горизонтальных смотровых стекол, было замечено, что при постоянной объемной доле газа площадь сечения, занимаемая газом, уменьшается при повышении скорости потока. Это иллюстрирует повышение скорости скольжения газовой фазы, а также означает, что скорость потока воды повышается менее пропорционально с увеличением скорости потока из-за большей площади сечения, доступной потоку. В дополнение к этому, изменяющиеся площади сечения демонстрируют, что измерение плотности объединенной текучей среды не привносит информации об объемных долях потока.

В предпочтительных вариантах осуществления изобретения система выполнена с возможностью восприятия датчиком сигналов, получаемых из каждой серии горизонтальных сегментов объема потока. Вследствие того, что менее плотные текучие среды, такие как газ, будут мигрировать в верхнюю часть многофазной системы, горизонтальное «разрезание» потока позволяет применять способ, упомянутый выше, для отдельных сечений расслоенного потока. С учетом вышесказанного, состав текучей среды и скорость (скорости) можно определять для каждого «среза», и становится возможным достижение более точного описания характеристик общего потока.

Найдено, что в настоящем изобретении предлагается обоснованное описание характеристик потоков текучих сред, проходящих через модуль магнитного резонанса при скоростях меньше 0,3 м/с, и даже меньше 0,2 м/с. Аналогичным образом, в настоящем изобретении, как обнаружено, предлагается обоснованное описание характеристик потоков многофазной текучей среды, которые включают в себя газ, и газ протекает через модуль магнитного резонанса при давлении менее 15 МПа, или даже менее 8 МПа.

Несмотря на то, что предпочтительные варианты осуществления данного раскрытия описаны относительно получения характеристик смесей углеводород/вода, настоящее изобретение не ограничено областями применения на нефтяных месторождениях. Настоящее изобретение предпочтительно, но не обязательно применимо в линии добычи нефти или в других напорных трубопроводах, транспортирующих многофазные текучие среды, для вариантов применения на поверхности, под землей, в береговой зоне и на шельфе. Например, подход к измерению, изложенный в настоящем документе, можно также применять в любой другой технологической области, в которой желательно определять состав многофазной текучей среды.

1. Способ различения газовой и жидкой фаз в многофазной текучей среде, протекающей в трубе, без использования времяпролетных измерений, включающий в себя стадии, на которых:

a) обеспечивают модуль магнитного резонанса для измерения и анализа, через который протекает многофазная текучая среда;

b) обеспечивают модуль предварительной поляризации, через который протекает многофазная текучая среда перед поступлением в модуль магнитного резонанса;

c) пропускают многофазную текучую среду через модуль предварительной поляризации и модуль магнитного резонанса;

d) по мере протекания многофазной текучей среды через модуль магнитного резонанса, на многофазную текучую среду воздействуют последовательностью радиочастотных импульсов по меньшей мере один раз при наличии градиента магнитного поля и по меньшей мере один раз в отсутствие градиента магнитного поля и измеряют интенсивность заданного числа сигналов спинового эха, которые формируются при воздействии последовательности РЧ-импульсов;

e) используют первую калибровку между отношением наклона и отрезка, отсекаемого графиком измеренных сигналов спинового эха, и скоростью потока по меньшей мере для одной негазовой фазы при наличии градиента магнитного поля, приложенного для определения скорости потока данной негазовой фазы;

f) используют вторую калибровку интенсивности сигнала негазовых фаз как функцию скорости потока, в присутствии и в отсутствие градиентов магнитного поля, для корректировки обусловленного градиентом ослабления сигнала негазовой фазы и вычисления интенсивности сигнала негазовой фазы с поправкой на градиент;

g) вычитают интенсивность сигнала негазовой фазы с поправкой на градиент из сигнала ЯМР многофазной текучей среды, измеренного при скорости потока жидкости, измеренной на стадии е) для определения сигнала, который соответствует газовой фазе; и

h) определяют объемную долю и скорость потока газовой фазы исходя из сигнала газа, измеренного на стадии g).

2. Способ по п. 1, в котором последовательность радиочастотных импульсов представляет собой импульсную последовательность Карра-Парселла-Мейбума-Гилла (КПМГ).

3. Способ по п. 1, в котором градиент магнитного поля является постоянным в течение РЧ-последовательности.

4. Способ по п. 1, в котором градиент магнитного поля является импульсным в течение РЧ-последовательности.

5. Способ по п. 1, в котором на стадии h) дополнительно используют калибровку скорости потока по чистому газу в сочетании с указанными наклоном и отсекаемым отрезком для сигнала газа, вычисленного на стадии g), для определения скорости потока газа.

6. Способ по п. 5, в котором по меньшей мере стадии е)-h) выполняют для множества сегментов площади сечения потока.

7. Способ по п. 6, в котором сегменты площади сечения потока являются горизонтальными сегментами.

8. Способ по п. 7, в котором на стадии h) дополнительно умножают объемную долю газа на скорость потока газа для получения объемного расхода газовой фазы.

9. Способ по п. 1, в котором многофазная текучая среда включает в себя газ, и газ протекает через модуль магнитного резонанса при давлении менее 15 МПа.