Способ и устройство для определения расходов компонентов многофазного флюида

Группа изобретений относится к способу и устройству для определения расходов компонентов многофазного флюида. Способ содержит выполнение процесса первого намагничивания и процесса второго намагничивания многофазного флюида в трубопроводе в целевой нефтегазовой скважине, соответственно, для получения первого намагниченного многофазного флюида и второго намагниченного многофазного флюида. Определение первого набора последовательностей эхо-сигналов и второго набора последовательностей эхо-сигналов, соответствующих первому намагниченному многофазному флюиду и второму намагниченному многофазному флюиду, соответственно. Причем первый набор последовательностей эхо-сигналов содержит первое значение амплитуды первой последовательности эхо-сигналов, соответствующей заданному положению горизонта, и второй набор последовательностей эхо-сигналов содержит первое значение амплитуды второй последовательности эхо-сигналов, соответствующей заданному положению горизонта. Определение содержаний компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта и определение скорости потока многофазного флюида в заданном положении горизонта; и определение расходов компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида. Устройство содержит модуль обработки намагничиванием, модуль определения значения амплитуды последовательности эхо-сигналов, модули определения содержания, скорости потока и расхода компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта. При этом модуль обработки намагничиванием выполнен с возможностью осуществлять процесс первого намагничивания и процесс второго намагничивания многофазного флюида в трубопроводе в целевой нефтегазовой скважине, соответственно, получать первый намагниченный многофазный флюид и второй намагниченный многофазный флюид, причем процесс первого намагничивания содержит процесс предварительного намагничивания и процесс детектирующего намагничивания, а процесс второго намагничивания содержит процесс детектирующего намагничивания. Технический результат заключается в повышении точности определения расхода каждого компонента многофазного флюида. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Данная заявка ссылается на приоритет заявки на патент КНР №201710844809.6, зарегистрированной 19 сентября 2017 г. под тем же названием, которая полностью включена в данную заявку путем ссылки.

Область техники, к которой относится изобретение Данная заявка касается области технологий разведки на нефть, и, в частности, относится к способу и устройству для определения расходов компонентов многофазного флюида.

Предпосылки создания изобретения В области бурения на нефть и технологии эксплуатации оперативное количественное определение многофазного флюида в нефтегазовой скважине и трубопроводе является очень непростым, и все еще нет достоверной технологии для точного измерения расхода каждого компонента многофазного флюида без сепарации трех фаз нефти-газа-воды. До настоящего времени технология измерения многофазной жидкости, обычно используемая в КНР и за границей, включает транспортировку добытого многофазного флюида к сборному пункту по трубопроводу, затем сепарацию трех фаз и измерение содержания каждого компонента. Этот способ косвенного измерения имеет проблемы низкой эффективности, высокой стоимости, задержки получения данных и т.д., и не может отражать истинные переходные эксплуатационные характеристики жидкости в устье скважины. В последние годы технология прямого измерения состава многофазного флюида привлекла особое внимание и была постепенно развита. Появление многофазного расходомера делает возможным измерять в реальном времени расход добываемого флюида в устье скважины без стабилизации, сепарации, применения полной обработки и т.п., таким образом минимизируя влияние факторов субъективности и действительно отражая нестационарную характеристику устья скважины, что имеет большое значение для точного управления нефтяным пластом, оптимизации добычи и распределения, а также испытания устья скважины и т.д.

В последние годы, чтобы удовлетворить потребности современной промышленной добычи, появился ряд новых технологий и новых приборов для измерения расхода многофазного флюида, таких как расходомер Вентури, объемный расходомер, массовый расходомер и т.д. Эти расходомеры сначала определяют среднюю скорость потока или общий расход многофазного потока с помощью датчиков и затем получают содержание нефти, газа и воды в многофазном потоке на основании технологий измерения компонентов, таких как технология на основе поглощения гамма-лучей, технологии анализа емкости/удельной электропроводности, микроволновой технологии анализа содержания воды и технологии взаимной корреляции, и, наконец, объединяют среднюю скорость потока или общий расход потока с содержанием нефти, газа и воды, чтобы вычислить расход каждого компонента многофазного течения. Эти способы реализуют измерение расхода многофазного течения в реальном времени, но вызываемые практические проблемы также очевидны, например, устройство имеет сложности в калибровке, имеет радиоактивность, ограниченную область применения, сложную модель интерпретации и обработки, а также высокую стоимость обслуживания. Кроме того, наряду с расширением масштаба эксплуатации нетрадиционных нефтяных и газовых ресурсов (сланцевой нефти и газа, а также нефти и газа в малопроницаемых пластах, нефтеносных песков и т.д.) и увеличения год за годом числа скважин для добычи нетрадиционной нефти и газа, измерение расхода многофазного потока сталкивается с большим количеством нефтегазовых скважин с высоким газосодержанием, высоким содержанием воды, с высокой вязкостью и высокой минерализацией, и эти факторы будут прямо вести к экспоненциальному росту погрешности измерения существующих датчиков. Таким образом, крайне необходимо искать точные и достоверные способы определения многофазного расхода, которые могут удовлетворять требованиям контроля нетрадиционных ресурсов нефти и газа.

Сущность изобретения

Цель примеров осуществления настоящего изобретения состоит в том, чтобы предложить способ и устройство для определения расходов компонентов многофазного флюида и улучшить точность определения расхода каждого компонента многофазного флюида.

Чтобы решить вышеупомянутую техническую задачу, способ и устройство для определения расходов компонентов многофазного флюида, предлагаемые формами осуществления настоящего изобретения, реализуются следующим образом:

Способ определения расходов компонентов многофазного флюида включает: выполнение процесса первого намагничивания и процесса второго намагничивания многофазного флюида в трубопроводе в целевой нефтегазовой скважине, соответственно, для получения первого намагниченного многофазного флюида и второго намагниченного многофазного флюида, причем процесс первого намагничивания содержит процесс предварительного намагничивания и процесс детектирующего намагничивания, а процесс второго намагничивания содержит процесс детектирующего намагничивания;

определение первого набора последовательностей эхо-сигналов и второго набора последовательностей эхо-сигналов, соответствующих первому намагниченному многофазному флюиду и второму намагниченному многофазному флюиду, соответственно, причем первый набор последовательностей эхо-сигналов содержит первое значение амплитуды первой последовательности эхо-сигналов, соответствующей заданному положению горизонта, и второй набор последовательностей эхо-сигналов содержит первое значение амплитуды второй последовательности эхо-сигналов, соответствующей заданному положению горизонта;

определение содержания компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно первому значению амплитуды первой последовательности эхо-сигналов и первому значению амплитуды второй последовательности эхо-сигналов, и определение скорости потока многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно первому значению амплитуды первой последовательности эхо-сигналов; и

определение расходов компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида согласно содержанию компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта и скорости потока многофазного флюида в заданном положении горизонта.

В предпочтительной форме осуществления этап определения первого набора последовательностей эхо-сигналов и второго набора последовательностей эхо-сигналов, соответствующих первому намагниченному многофазному флюиду и второму намагниченному многофазному флюиду, соответственно, содержит:

применение заданной последовательности импульсов к первому намагниченному многофазному флюиду так, чтобы первый намагниченный многофазный флюид генерировал первый набор последовательностей эхо-сигналов, и применение заданной последовательности импульсов ко второму намагниченному многофазному флюиду так, чтобы второй намагниченный многофазный флюид генерировал второй набор последовательностей эхо-сигналов.

В предпочтительной форме осуществления магнитное поле, используемое в процессе детектирующего намагничивания, содержит градиентное магнитное поле для калибровки положений множества горизонтов многофазного флюида в расслоенном потоке в трубопроводе, причем направление градиентного магнитного поля параллельно радиальному направлению трубопровода и перпендикулярно горизонтальной плоскости.

В предпочтительной форме осуществления магнитное поле, используемое в процессе предварительного намагничивания, содержит однородное магнитное поле.

В предпочтительной форме осуществления этап определения содержания компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно первому значению амплитуды первой последовательности эхо-сигналов и первому значению амплитуды второй последовательности эхо-сигналов содержит:

выполнение процесса первого намагничивания на флюиде чисто газовой фазы и на флюиде чисто жидкостной фазы в трубопроводе в целевой нефтегазовой скважине, соответственно, для получения первого намагниченного флюида чисто газовой фазы и первого намагниченного флюида чисто жидкостной фазы; причем флюид чисто жидкостной фазы содержит компонент нефтяной фазы и компонент водной фазы;

определение набора последовательностей эхо-сигналов чисто газовой фазы и набора последовательностей эхо-сигналов чисто жидкостной фазы, соответствующих первому намагниченному флюиду чисто газовой фазы и первому намагниченному флюиду чисто жидкостной фазы, соответственно, причем набор последовательностей эхо-сигналов чисто газовой фазы содержит первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов чисто газовой фазы, соответствующей заданному положению горизонта, и набор последовательностей эхо-сигналов чисто жидкостной фазы содержит первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов чисто жидкостной фазы, соответствующей заданному положению горизонта;

определение содержания компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно первому значению амплитуды последовательности эхо-сигналов чисто газовой фазы, первому значению амплитуды последовательности эхо-сигналов чисто жидкостной фазы и первому значению амплитуды первой последовательности эхо-сигналов; и

определение содержания компонента нефтяной фазы и компонента водной фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта на основании содержания компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта, первого значения амплитуды первой последовательности эхо-сигналов и первого значения амплитуды второй последовательности эхо-сигналов.

В предпочтительной форме осуществления этап определения набора последовательностей эхо-сигналов чисто газовой фазы и набора последовательностей эхо-сигналов чисто жидкостной фазы, соответствующих первому намагниченному флюиду чисто газовой фазы и первому намагниченному флюиду чисто жидкостной фазы, соответственно, содержит:

применение заданной последовательности импульсов к первому намагниченному флюиду чисто газовой фазы так, чтобы первый намагниченный флюид чисто газовой фазы генерировал набор последовательностей эхо-сигналов чисто газовой фазы, и применение заданной последовательности импульсов ко второму намагниченному флюиду чисто жидкостной фазы так, чтобы второй намагниченный флюид чисто жидкостной фазы генерировал набор последовательностей эхо-сигналов чисто жидкостной фазы.

В предпочтительной форме осуществления содержание компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта определяют, используя следующее уравнение:

,

где AG обозначает содержание компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта, Mmeas обозначает первое значение амплитуды первой последовательности эхо-сигналов, M100%L обозначает первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов чисто жидкостной фазы и M100%G обозначает первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов чисто газовой фазы.

В предпочтительной форме осуществления этап определения содержаний компонента нефтяной фазы и компонента водной фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта, основанный на содержании компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта, значении первой амплитуды первой последовательности эхо-сигналов и значении первой амплитуды второй последовательности эхо-сигналов, содержит:

вычитание первого значения амплитуды последовательности эхо-сигналов, соответствующего компоненту газовой фазы, из первого значения амплитуды первой последовательности эхо-сигналов и первого значения амплитуды второй последовательности эхо-сигналов, соответственно, на основании содержания компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта, чтобы получить первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов, соответствующее флюиду чисто жидкостной фазы среди первых последовательностей эхо-сигналов, и первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов, соответствующее флюиду чисто жидкостной фазы среди вторых последовательностей эхо-сигналов; и

определение содержания компонента нефтяной фазы и содержания компонента водной фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно первому значению амплитуды последовательности эхо-сигналов, соответствующему флюиду чисто жидкостной фазы среди первых последовательностей эхо-сигналов, и первому значению амплитуды последовательности эхо-сигналов, соответствующего флюиду чисто жидкостной фазы среди вторых последовательностей эхо-сигналов.

В предпочтительной форме осуществления содержание компонента нефтяной фазы и содержание компонента водной фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта определяют, используя следующее уравнение:

где M1 и M2 обозначают первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов, соответствующее флюиду чисто жидкостной фазы среди первых последовательностей эхо-сигналов, и первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов, соответствующее флюиду чисто жидкостной фазы среди вторых последовательностей эхо-сигналов, соответственно; M(0) обозначает вектор намагниченности после того, как многофазный флюид полностью намагничен; tpre и tdet обозначают время процесса предварительного намагничивания и время процесса детектирующего намагничивания, соответственно; T1,water и T1,oil обозначают время продольной релаксации компонента водной фазы и время продольной релаксации компонента нефтяной фазы многофазного флюида, соответственно; и Awater и Aoil обозначают содержание компонента водной фазы и содержание компонента нефтяной фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта, соответственно.

Устройство для определения расходов компонентов многофазного флюида содержит модуль обработки намагничиванием, модуль определения значения амплитуды последовательности эхо-сигналов, модуль определения содержания, модуль определения скорости потока и модуль определения расхода, при этом

модуль обработки намагничиванием выполнен с возможностью осуществлять процесс первого намагничивания и процесс второго намагничивания многофазного флюида в трубопроводе в целевой нефтегазовой скважине, соответственно, получать первый намагниченный многофазный флюид и второй намагниченный многофазный флюид, причем процесс первого намагничивания содержит процесс предварительного намагничивания и процесс детектирующего намагничивания, и процесс второго намагничивания содержит процесс детектирующего намагничивания;

модуль определения значения амплитуды последовательности эхо-сигналов выполнен с возможностью определять первый набор последовательностей эхо-сигналов и второй набор последовательностей эхо-сигналов, соответствующие первому намагниченному многофазному флюиду и второму намагниченному многофазному флюиду, соответственно, причем первый набор последовательностей эхо-сигналов содержит первое значение амплитуды первой последовательности эхо-сигналов, соответствующей заданному положению горизонта, и второй набор последовательностей эхо-сигналов содержит первое значение амплитуды второй последовательности эхо-сигналов, соответствующей заданному положению горизонта;

модуль определения содержания выполнен с возможностью определения содержаний компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно первому значению амплитуды первой последовательности эхо-сигналов и первому значению амплитуды второй последовательности эхо-сигналов;

модуль определения скорости потока выполнен с возможностью определения скорости потока многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно первому значению амплитуды первой последовательности эхо-сигналов;

модуль определения расхода выполнен с возможностью определения расходов потока компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида согласно содержанию компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта и скорости потока многофазного флюида в заданном положении горизонта.

Формы осуществления настоящего изобретения предлагают способ и устройство для определения расходов компонентов многофазного флюида. Таким образом, процесс первого намагничивания и процесс второго намагничивания могут осуществляться над многофазным флюидом в трубопроводе в целевой нефтегазовой скважине, соответственно, чтобы получать первый намагниченный многофазный флюид и второй намагниченный многофазный флюид, причем процесс первого намагничивания содержит процесс предварительного намагничивания и процесс детектирующего намагничивания, и процесс второго намагничивания содержит процесс детектирующего намагничивания; первый набор последовательностей эхо-сигналов и второй набор последовательностей эхо-сигналов, соответствующие первому намагниченному многофазному флюиду и второму намагниченному многофазному флюиду, соответственно, могут быть определены, причем первый набор последовательностей эхо-сигналов содержит первое значение амплитуды первой последовательности эхо-сигналов, соответствующей заданному положению горизонта, и второй набор последовательностей эхо-сигналов содержит первое значение амплитуды второй последовательности эхо-сигналов, соответствующей заданному положению горизонта; содержание компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта может быть определено согласно первому значению амплитуды первой последовательности эхо-сигналов и первому значению амплитуды второй последовательности эхо-сигналов, и скорость потока многофазного флюида в заданном положении горизонта может быть определена согласно первому значению амплитуды первой последовательности эхо-сигналов; и расходы компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида могут быть определены согласно содержаниям компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта и скорости потока многофазного флюида в заданном положении горизонта. Способ согласно настоящему изобретению выполняет в реальном времени измерение содержания и скорости потока каждого компонента многофазного флюида, основанное на принципе измерения ядерного магнитного резонанса, и на результат измерения меньше влияют такие факторы как высокое газосодержание, высокое содержание воды, высокая вязкость и высокая минерализации в нефтегазовой скважине, таким образом улучшается точность определения расхода каждого компонента многофазного флюида.

Краткое описание чертежей

Чтобы более ясно описать предложенные и известные технические решения, ниже будут кратко представлены чертежи, которые используются для описания форм осуществления изобретения или предшествующего уровня техники. Очевидно, что чертежи поясняют только некоторые формы осуществления настоящего изобретения, и специалист в данной области техники может получить другие чертежи из этих чертежей, не прилагая какие-либо творческие усилия.

На фиг. 1 показана блок-схема формы осуществления способа определения расходов компонентов многофазного флюида.

На фиг. 2 показана структурная схема аппаратной формы осуществления изобретения для определения расходов компонентов многофазного флюида.

Подробное описание предпочтительных форм осуществления изобретения

Формы осуществления настоящего изобретения предлагают способ и устройство для определения расходов компонентов многофазного флюида.

Чтобы специалист в данной области техники лучше понял технические решения настоящей заявки, эти решения будут подробно описаны ниже со ссылкой на чертежи. Очевидно, что описанные формы осуществления - это только часть, а не все возможные формы осуществления настоящего изобретения. На основе этих форм осуществления изобретения, любые другие формы осуществления, полученные специалистами в данной области техники без приложения творческих усилий, входят в объем настоящего изобретения.

На фиг. 1 показана блок-схема формы осуществления способа определения расходов компонентов многофазного флюида. Как показано на фиг. 1, способ определения расходов компонентов многофазного флюида содержит:

Этап S101: выполнение процесса первого намагничивания и процесса второго намагничивания многофазного флюида в трубопроводе в целевой нефтегазовой скважине, соответственно, для получения первого намагниченного многофазного флюида и второго намагниченного многофазного флюида, причем процесс первого намагничивания содержит процесс предварительного намагничивания и процесс детектирующего намагничивания, а процесс второго намагничивания содержит процесс детектирующего намагничивания.

В этой форме осуществления целевая нефтегазовая скважина может быть нефтегазовой скважиной, которая была разведана или разведывается во время поиска нефти и газа.

В этой форме осуществления осевое направление трубопровода может быть параллельно горизонтальной плоскости.

В этой форме осуществления процесс первого намагничивания и процесс второго намагничивания могут выполняться над многофазным флюидом в трубопроводе в целевой нефтегазовой скважине, соответственно, для получения первого намагниченного многофазного флюида и второго намагниченного многофазного флюида, причем процесс первого намагничивания содержит процесс предварительного намагничивания и процесс детектирующего намагничивания, а процесс второго намагничивания содержит процесс детектирующего намагничивания. А именно, процесс первого намагничивания может выполнять предварительное намагничивание многофазного флюида и затем выполнять детектирующее намагничивание над предварительно намагниченным многофазным флюидом.

В этой форме осуществления магнитное поле, используемое в процессе детектирующего намагничивания, может содержать градиентное магнитное поле для калибровки положений множества горизонтов многофазного флюида в расслоенном потоке в трубопроводе, при этом направление градиентного магнитного поля параллельно радиальному направлению трубопровода и перпендикулярно горизонтальной плоскости. А именно, после того, как процесс детектирующего намагничивания выполняется над многофазным флюидом, когда заданная последовательность импульсов применяется к многофазному флюиду, прошедшему процесс детектирующего намагничивания, резонансная частота последовательности эхо-сигналов, создаваемой многофазной жидкостью в любом положении горизонта в трубопроводе, коррелирована с радиальной высотой трубопровода. Этим способом положения множества горизонтов многофазного флюида в расслоенном потоке в трубопроводе могут быть калиброваны согласно резонансной частоте принимаемой последовательности эхо-сигналов.

В этой форме осуществления градиентное магнитное поле может быть магнитным полем, изменяющимся линейно с постоянным градиентом.

В этой форме осуществления магнитное поле, используемое в процессе предварительного намагничивания, может содержать однородное магнитное поле.

Этап S102: определение первого набора последовательностей эхо-сигналов и второго набора последовательностей эхо-сигналов, соответствующих первому намагниченному многофазному флюиду и второму намагниченному многофазному флюиду, соответственно, причем первый набор последовательностей эхо-сигналов содержит первое значение амплитуды первой последовательности эхо-сигналов, соответствующей заданному положению горизонта, и второй набор последовательностей эхо-сигналов содержит первое значение амплитуды второй последовательности эхо-сигналов, соответствующей заданному положению горизонта.

В этой форме осуществления этап определения первого набора последовательностей эхо-сигналов и второго набора последовательностей эхо-сигналов, соответствующих первому намагниченному многофазному флюиду и второму намагниченному многофазному флюиду, соответственно, в частности, может содержать: применение заданной последовательности импульсов к первому намагниченному многофазному флюиду так, чтобы первый намагниченный многофазный флюид генерировал первый набор последовательностей эхо-сигналов, и применение заданной последовательности импульсов ко второму намагниченному многофазному флюиду так, чтобы второй намагниченный многофазный флюид генерировал второй набор последовательностей эхо-сигналов, причем заданное положение горизонта представляет собой любое положение горизонта, в котором многофазная жидкость находится в расслоенном потоке в трубопроводе, при этом первый набор последовательностей эхо-сигналов может содержать первое значение амплитуды первой последовательности эхо-сигналов, соответствующей заданному положению горизонта, и второй набор последовательностей эхо-сигналов может содержать первое значение амплитуды второй последовательности эхо-сигналов, соответствующей заданному положению горизонта.

В этой форме осуществления заданная последовательность импульсов может быть последовательностью импульсов Карра-Парселла-Мейбума-Гилла (Carr-Purcell-Meiboom-Gill, CPMG).

Этап S103: определение содержаний компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно первому значению амплитуды первой последовательности эхо-сигналов и первому значению амплитуды второй последовательности эхо-сигналов, и определение скорости потока многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно первому значению амплитуды первой последовательности эхо-сигналов.

В этой форме осуществления этап определения содержаний компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно первому значению амплитуды первой последовательности эхо-сигналов и первому значению амплитуды второй последовательности эхо-сигналов, в частности, может содержать: выполнение процесса первого намагничивания на флюиде чисто газовой фазы и на флюиде чисто жидкостной фазы в трубопроводе в целевой нефтегазовой скважине, соответственно, для получения первого намагниченного флюида чисто газовой фазы и первого намагниченного флюида чисто жидкостной фазы, при этом флюид чисто жидкостной фазы содержит компонент нефтяной фазы и компонент водной фазы; определение набора последовательностей эхо-сигналов чисто газовой фазы и набора последовательностей эхо-сигналов чисто жидкостной фазы, соответствующих первому намагниченному флюиду чисто газовой фазы и первому намагниченному флюиду чисто жидкостной фазы, соответственно, причем набор последовательностей эхо-сигналов чисто газовой фазы содержит первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов чисто газовой фазы, соответствующей заданному положению горизонта, и набор последовательностей эхо-сигналов чисто жидкостной фазы содержит первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов чисто жидкостной фазы, соответствующее заданному положению горизонта; определение содержания компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно первому значению амплитуды последовательности эхо-сигналов чисто газовой фазы, первому значению амплитуды последовательности эхо-сигналов чисто жидкостной фазы и первому значению амплитуды первой последовательности эхо-сигналов; и определение содержания компонента нефтяной фазы и компонента водной фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта на основании содержания компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта, первого значения амплитуды первой последовательности эхо-сигналов и первого значения амплитуды второй последовательности эхо-сигналов.

В этой форме осуществления этап определения набора последовательностей эхо-сигналов чисто газовой фазы и набора последовательностей эхо-сигналов чисто жидкостной фазы, соответствующих первому намагниченному флюиду чисто газовой фазы и первому намагниченному флюиду чисто жидкостной фазы, соответственно, в частности, может содержать: применение заданной последовательности импульсов к первому намагниченному флюиду чисто газовой фазы так, чтобы первый намагниченный флюид чисто газовой фазы генерировал набор последовательностей эхо-сигналов чисто газовой фазы, и применение заданной последовательности импульсов ко второму намагниченному флюиду чисто жидкостной фазы так, чтобы второй намагниченный флюид чисто жидкостной фазы генерировал набор последовательностей эхо-сигналов чисто жидкостной фазы.

В этой форме осуществления содержание компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта может быть определено с использованием следующего уравнения:

,

где AG обозначает содержание компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта, Mmeas обозначает первое значение амплитуды первой последовательности эхо-сигналов, M100%L обозначает первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов чисто жидкостной фазы и M100%G обозначает первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов чисто газовой фазы.

В этой форме осуществления этап определения содержания компонента нефтяной фазы и компонента водной фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта, основанный на содержании компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта, значении первой амплитуды первой последовательности эхо-сигналов и значении первой амплитуды второй последовательности эхо-сигналов, в частности, может содержать: вычитание

первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов, соответствующее флюиду чисто жидкостной фазы среди первых последовательностей эхо-сигналов, и первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов, соответствующее флюиду чисто жидкостной фазы среди вторых последовательностей эхо-сигналов; и

определение содержания компонента нефтяной фазы и содержания компонента водной фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно первому значению амплитуды последовательности эхо-сигналов, соответствующему флюиду чисто жидкостной фазы среди первых последовательностей эхо-сигналов, и первому значению амплитуды последовательности эхо-сигналов, соответствующего флюиду чисто жидкостной фазы среди вторых последовательностей эхо-сигналов.

В предпочтительной форме осуществления содержание компонента нефтяной фазы и содержание компонента водной фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта определяют, используя следующее уравнение:

,

где M1 и M2 обозначают первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов, соответствующее флюиду чисто жидкостной фазы среди первых последовательностей эхо-сигналов, и первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов, соответствующее флюиду чисто жидкостной фазы среди вторых последовательностей эхо-сигналов, соответственно; M(0) обозначает вектор намагниченности после того, как многофазный флюид полностью намагничен; tpre и tdet обозначают время процесса предварительного намагничивания и время процесса детектирующего намагничивания, соответственно; T1,water и T1,oil обозначают время продольной релаксации компонента водной фазы и время продольной релаксации компонента нефтяной фазы многофазного флюида, соответственно; и Awater и Aoil обозначают содержание компонента водной фазы и содержание компонента нефтяной фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта, соответственно.

В этой форме осуществления, когда скорость потока многофазного флюида возрастает, число ядер водорода многофазного флюида, которые проявляют явление ядерного магнитного резонанса в течение установленного периода, уменьшается, то есть первое значение амплитуды получаемой последовательности эхо-сигналов уменьшается, и поэтому скорость потока многофазного флюида в заданном положении горизонта находится в обратно пропорциональной зависимости от первого значения амплитуды получаемой последовательности эхо-сигналов. При этом обратно пропорциональная зависимость может быть взаимосвязью или обратно пропорциональной зависимостью после линейной или нелинейной символической операции. Следовательно, этап определения скорости потока многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно первому значению амплитуды последовательности эхо-сигналов, в частности, может содержать: определение скорости потока многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно обратно пропорциональной зависимости и первому значению амплитуды последовательности эхо-сигналов.

Этап S104: определение расходов компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида согласно содержаниям компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта и скорости потока многофазного флюида в заданном положении горизонта.

В этой форме осуществления этап определения общего расхода компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида согласно содержанию компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта и скорости потока многофазного флюида в заданном положении горизонта, в частности, может содержать: определение расхода подпотоков компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно содержанию компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта и скорости потока многофазного флюида в заданном положении горизонта; и определение суммарного расхода компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида согласно расходам отдельных фаз компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта.

В форме осуществления способа определения расходов компонентов многофазного флюида, процесс первого намагничивания и процесс второго намагничивания могут выполняться над многофазным флюидом в трубопроводе в целевой нефтегазовой скважине, соответственно, чтобы получать первый намагниченный многофазный флюид и второй намагниченный многофазный флюид, причем процесс первого намагничивания содержит процесс предварительного намагничивания и процесс детектирующего намагничивания, и процесс второго намагничивания содержит процесс детектирующего намагничивания; первый набор последовательностей эхо-сигналов и второй набор последовательностей эхо-сигналов, соответствующие первому намагниченному многофазному флюиду и второму намагниченному многофазному флюиду, соответственно, могут быть определены, причем первый набор последовательностей эхо-сигналов содержит первое значение амплитуды первой последовательности эхо-сигналов, соответствующей заданному положению горизонта, и второй набор последовательностей эхо-сигналов содержит первое значение амплитуды второй последовательности эхо-сигналов, соответствующей заданному положению горизонта; содержание компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы, и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта может быть определено согласно первому значению амплитуды первой последовательности эхо-сигналов и первому значению амплитуды второй последовательности эхо-сигналов, и скорость потока многофазного флюида в заданном положении горизонта может быть определена согласно первому значению амплитуды первой последовательности эхо-сигналов; и расходы потока компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида могут быть определены согласно содержанию компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта и скорости потока многофазного флюида в заданном положении горизонта. Способ согласно настоящему изобретению выполняет в реальном времени измерение содержания и скорости потока каждого компонента многофазного флюида, основанное на принципе измерения ядерного магнитного резонанса, и результат измерения меньше подвержен влиянию таких факторов как высокое газосодержание, высокое содержание воды, высокая вязкость и высокая минерализация в нефтегазовой скважине, таким образом улучшается точность определения расхода каждого компонента многофазного флюида.

На фиг. 2 показана структурная схема устройства для определения расходов компонентов многофазного флюида согласно настоящей заявке. Как показано на фиг. 2, устройство для определения расходов компонентов многофазного флюида может содержать: модуль 100 обработки намагничиванием, модуль 200 определения значения амплитуды последовательности эхо-сигналов, модуль 300 определения содержания, модуль 400 определения скорости потока, и модуль 500 определения расхода.

Модуль 100 обработки намагничиванием может быть выполнен с возможностью выполнять процесс первого намагничивания и процесс второго намагничивания многофазного флюида в трубопроводе в целевой нефтегазовой скважине, соответственно, получать первый намагниченный многофазный флюид и второй намагниченный многофазный флюид, причем процесс первого намагничивания содержит процесс предварительного намагничивания и процесс детектирующего намагничивания, а процесс второго намагничивания содержит процесс детектирующего намагничивания.

Модуль 200 определения значения амплитуды последовательности эхо-сигналов может быть выполнен с возможностью определения первого набора последовательностей эхо-сигналов и второго набора последовательностей эхо-сигналов, соответствующих первому намагниченному многофазному флюиду и второму намагниченному многофазному флюиду, соответственно, причем первый набор последовательностей эхо-сигналов содержит первое значение амплитуды первой последовательности эхо-сигналов, соответствующей заданному положению горизонта, и второй набор последовательностей эхо-сигналов содержит первое значение амплитуды второй последовательности эхо-сигналов, соответствующей заданному положению горизонта.

Модуль 300 определения содержания может быть выполнен с возможностью определения содержания компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно первому значению амплитуды первой последовательности эхо-сигналов и первому значению амплитуды второй последовательности эхо-сигналов.

Модуль 400 определения скорости потока может быть выполнен с возможностью определения скорости потока многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно первому значению амплитуды первой последовательности эхо-сигналов.

Модуль 500 определения расхода может быть выполнен с возможностью определения расходов потока компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида согласно содержанию компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта и скорости потока многофазного флюида в заданном положении горизонта.

Форма осуществления устройства для определения расходов компонентов многофазного флюида соответствует форме осуществления способа определения расходов компонентов многофазного флюида, и может предоставлять техническое решение для осуществления способа определения расходов компонентов многофазного флюида, и достигать технического эффекта этого способа.

В 1990-е годы можно было очень четко различать, является ли техническое решение улучшением аппаратного обеспечения (например, улучшением структуры схемы, например диода, транзистора, коммутатора и т.д.) или улучшением программного обеспечения (улучшением последовательности операций). Однако вместе с развитием технологий многие усовершенствования последовательности операций в настоящее время уже можно рассматривать как прямые усовершенствования структуры аппаратной схемы. Почти все разработчики программируют усовершенствованную последовательность операций способа в виде аппаратной схемы для получения соответствующей структуры аппаратной схемы. Таким образом, усовершенствование последовательности операций способа может быть реализовано модулем аппаратных элементов. Например, программируемое логическое устройство (Programmable Logic Device, PLD) (например, программируемая пользователем логическая матрица (Field Programmable Gate Array, FPGA)) является такой интегральной схемой, логическая функция которой определяется программированием пользователя. Разработчики могут самостоятельно "интегрировать" цифровую систему с PLD путем программирования, и нет необходимости просить изготовителя чипа разрабатывать и изготавливать интегральную микросхему для конкретных приложений (Application Specific Integrated Circuit, ASIC). Кроме того, в настоящее время вместо ручного создания интегральной микросхемы такое программирование часто реализуется программным обеспечением "логического компилятора", которое аналогично программному компилятору, используемому для разработки и написания программы. Исходные коды перед компилированием также должны быть написаны на специфическом языке программирования, который известен как язык описания аппаратных средств (Hardware Description Language, HDL) и включает много видов, таких как усовершенствованный язык булевых выражений (Advanced Boolean Expression Language, ABEL), язык описания аппаратных средств фирмы Altera (Altera Hardware Description Language, AHDL), Confluence, язык программирования Корнельского университета (Cornell University Programming Language, CUPL), HDCal, язык описания аппаратных средств, реализуемый Java (Java Hardware Description Language, JHDL), Lava (на основе Hascell), Lola (простой язык для обучения), MyHDL (на основе Python), ассемблер для программируемых логических матриц (Programmable Array Logic Assembler, PALASM), язык описания аппаратных средств Ruby (Ruby Hardware Description Language, RHDL) и т.д., и среди них в настоящее время наиболее широко используются язык описания аппаратных средств на высокоскоростных интегральных схемах (Very-High-Speed Integrated Circuit Hardware Description Language, VHDL) и Verilog 2. Специалисту в данной области техники должно быть понятно, что аппаратная схема для реализации последовательности логических операций может быть легко получена путем программирования последовательности логических операций в интегральной схеме с использованием вышеупомянутых языков описания аппаратных средств.

Как известно специалистам в данной области техники, в дополнение к реализации контроллера, просто использующего машиночитаемые коды программы, путем логического программирования этапов способа контроллер способен реализовать ту же самую функцию в форме логического элемента, переключателя, ASIC, программируемого логического контроллера, встроенного микроконтроллера и т.д. Следовательно, такой контроллер может рассматриваться как аппаратный компонент, в то время как средства, включенные в него для реализации различных функций, могут также рассматриваться как внутренняя структура аппаратного компонента. Альтернативно, эти средства для реализации различных функций могут даже рассматриваться не только как программные модули для реализации способа, но также и как внутренние структуры аппаратного компонента.

Устройство и модули, описанные в вышеприведенных формах осуществления, могут быть реализованы, например, компьютерным чипом или объектом или изделием с определенной функцией.

Для удобства описания устройство описано функционально разделенным на различные модули. Разумеется, при реализации настоящего изобретения функции соответствующих модулей могут быть реализованы в одном или нескольких экземплярах программных и/или аппаратных средств.

Из описаний вышеупомянутых форм осуществления специалист в данной области техники может ясно понять, что данная заявка может быть реализована посредством программного обеспечения и необходимой универсальной аппаратной платформы. Исходя из такого понимания, содержание технического решения настоящего изобретения или его части, которая вносит вклад в современное состояние техники, может быть реализовано в виде программного продукта. В типичной конфигурации вычислительное устройство содержит один или несколько центральных процессоров (Central Processor Unit, CPU), интерфейс ввода-вывода, сетевой интерфейс и память. Программный продукт для компьютера может содержать множество команд, позволяющих вычислительному устройству (которое может быть персональным компьютером, сервером, или сетевым устройством и т.д.) выполнять способы, описанные в различных формах осуществления или некоторых его частях в настоящей заявке. Программный продукт для компьютера может храниться в памяти, которая может включать в себя энергозависимую память, запоминающее устройство с произвольной выборкой (Random Access Memory, RAM) и/или энергонезависимую память, например, постоянное запоминающее устройство (Read-Only Memory, ROM) или флэш-память и т.д. среди машиночитаемых носителей. Машиночитаемые носители включают в себя постоянные и непостоянные, съемные и несъемные носители, которые могут осуществлять хранение информации любым способе или технологией. Информация может быть машиночитаемыми командами, структурами данных, программными модулями или любыми данными. Примеры запоминающих носителей для компьютера включают, но не ограничиваются ими, память на фазовых переходах (Phase Change Memory, PCM или PRAM), статическую память с произвольной выборкой (Static Random Access Memory, SRAM), динамическую память с произвольной выборкой (Dynamic Random Access Memory, DRAM), другие типы памяти с произвольным доступом (RAM), постоянное запоминающее устройство (ROM), электрически стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (Electrically Erasable Programmable Read-Only Memory, EEPROM), флэш-память или другие технологии памяти, постоянное запоминающее устройство на компакт-диске (Compact Disk Read Only Memory, CD-ROM), цифровой универсальный диск (Digital Versatile Disc, DVD) или другие оптические запоминающие устройства, кассеты с магнитной лентой или другие магнитные запоминающие устройства или любые другие некоммуникационные носители, которые могут хранить информацию, доступную вычислительному устройству. Согласно определениям в данном документе, машиночитаемый носитель не содержит временные носители, такие как модулированный сигнал данных и несущая волна.

Различные формы осуществления в этом описании описываются постепенным образом, и одинаковые или подобные части различных форм осуществления могут ссылаться друг на друга. Каждая форма осуществления делает акцент на ее отличиях от других форм осуществления. В частности описание аппаратной формы осуществления является сравнительно кратким, так как она по существу аналогична форме осуществления способа, и для связанных частей можно обращаться к описаниям форм осуществления способа.

Настоящее изобретение может использоваться в среде или в конфигурации универсальных или специализированных компьютерных систем, таких как персональный компьютер, серверный компьютер, карманное или мобильное устройство, планшетное устройство, многопроцессорная система, система на основе микропроцессора, компьютерная приставка, электронное устройство, программируемое потребителем, сетевой персональный компьютер, миникомпьютер, универсальная вычислительная машина, распределенная вычислительная среда, включая любую из вышеупомянутых систем или устройств и т.д.

Настоящее изобретение может быть описано в общем контексте исполняемых компьютером команд, таких как программный модуль. Как правило, программный модуль содержит в себя подпрограммы, программы, объекты, модули и структуру данных и т.д. для выполнения определенных задач или реализации конкретных абстрактных типов данных. Настоящее изобретение может быть реализовано также в распределенных вычислительных средах, в которых задачи выполняются устройствами дистанционной обработки данных, соединенными сетью передачи данных. В распределенных вычислительных средах программные модули могут располагаться на носителях данных (включая устройства хранения) локальных и удаленных компьютеров.

Хотя настоящее изобретение было описано посредством форм его осуществления, специалисты в данной области техники понимают, что можно выполнить множество модификаций и изменений настоящего изобретения, не отступая от сущности настоящего изобретения, и предполагается, что прилагаемая формула изобретения включают эти модификации и изменения без отступления от сущности настоящего изобретения.

1. Способ определения расходов компонентов многофазного флюида, включающий:

выполнение процесса первого намагничивания и процесса второго намагничивания многофазного флюида в трубопроводе в целевой нефтегазовой скважине для получения первого намагниченного многофазного флюида и второго намагниченного многофазного флюида, соответственно, причем процесс первого намагничивания содержит процесс предварительного намагничивания и процесс детектирующего намагничивания, а процесс второго намагничивания содержит процесс детектирующего намагничивания;

определение первого набора последовательностей эхо-сигналов и второго набора последовательностей эхо-сигналов, соответствующих первому намагниченному многофазному флюиду и второму намагниченному многофазному флюиду, соответственно, причем первый набор последовательностей эхо-сигналов содержит первое значение амплитуды первой последовательности эхо-сигналов, соответствующей заданному положению горизонта, и второй набор последовательностей эхо-сигналов содержит первое значение амплитуды второй последовательности эхо-сигналов, соответствующей заданному положению горизонта;

определение содержаний компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно первому значению амплитуды первой последовательности эхо-сигналов и первому значению амплитуды второй последовательности эхо-сигналов, и определение скорости потока многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно первому значению амплитуды первой последовательности эхо-сигналов; и

определение расходов компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида согласно содержанию компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта и скорости потока многофазного флюида в заданном положении горизонта.

2. Способ по п. 1, в котором этап определения первого набора последовательностей эхо-сигналов и второго набора последовательностей эхо-сигналов, соответствующих первому намагниченному многофазному флюиду и второму намагниченному многофазному флюиду, соответственно, содержит:

применение заданной последовательности импульсов к первому намагниченному многофазному флюиду так, чтобы первый намагниченный многофазный флюид генерировал первый набор последовательностей эхо-сигналов, и применение заданной последовательности импульсов ко второму намагниченному многофазному флюиду так, чтобы второй намагниченный многофазный флюид генерировал второй набор последовательностей эхо-сигналов.

3. Способ по п. 2, в котором магнитное поле, используемое в процессе детектирующего намагничивания, содержит градиентное магнитное поле для калибровки положений множества горизонтов многофазного флюида в расслоенном потоке в трубопроводе, причем направление градиентного магнитного поля параллельно радиальному направлению трубопровода и перпендикулярно горизонтальной плоскости.

4. Способ по п. 3, в котором магнитное поле, используемое в процессе предварительного намагничивания, содержит однородное магнитное поле.

5. Способ по п. 4, в котором этап определения содержаний компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно первому значению амплитуды первой последовательности эхо-сигналов и первому значению амплитуды второй последовательности эхо-сигналов содержит:

выполнение процесса первого намагничивания на флюиде чисто газовой фазы и на флюиде чисто жидкостной фазы в трубопроводе в целевой нефтегазовой скважине, соответственно, для получения первого намагниченного флюида чисто газовой фазы и первого намагниченного флюида чисто жидкостной фазы; причем флюид чисто жидкостной фазы содержит компонент нефтяной фазы и компонент водной фазы;

определение набора последовательностей эхо-сигналов чисто газовой фазы и набора последовательностей эхо-сигналов чисто жидкостной фазы, соответствующих первому намагниченному флюиду чисто газовой фазы и первому намагниченному флюиду чисто жидкостной фазы, соответственно, причем набор последовательностей эхо-сигналов чисто газовой фазы содержит первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов чисто газовой фазы, соответствующей заданному положению горизонта, и набор последовательностей эхо-сигналов чисто жидкостной фазы содержит первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов чисто жидкостной фазы, соответствующей заданному положению горизонта;

определение содержания компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно первому значению амплитуды последовательности эхо-сигналов чисто газовой фазы, первому значению амплитуды последовательности эхо-сигналов чисто жидкостной фазы и первому значению амплитуды первой последовательности эхо-сигналов; и

определение содержаний компонента нефтяной фазы и компонента водной фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта на основании содержания компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта, первого значения амплитуды первой последовательности эхо-сигналов и первого значения амплитуды второй последовательности эхо-сигналов.

6. Способ по п. 5, в котором этап определения набора последовательностей эхо-сигналов чисто газовой фазы и набора последовательностей эхо-сигналов чисто жидкостной фазы, соответствующих первому намагниченному флюиду чисто газовой фазы и первому намагниченному флюиду чисто жидкостной фазы, соответственно, содержит:

применение заданной последовательности импульсов к первому намагниченному флюиду чисто газовой фазы так, чтобы первый намагниченный флюид чисто газовой фазы генерировал набор последовательностей эхо-сигналов чисто газовой фазы, и применение заданной последовательности импульсов ко второму намагниченному флюиду чисто жидкостной фазы так, чтобы второй намагниченный флюид чисто жидкостной фазы генерировал набор последовательностей эхо-сигналов чисто жидкостной фазы.

7. Способ по п. 5, в котором содержание компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта определяют, используя следующее уравнение:

где AG обозначает содержание компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта, Mmeas обозначает первое значение амплитуды первой последовательности эхо-сигналов, M100%L обозначает первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов чисто жидкостной фазы и M100%G обозначает первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов чисто газовой фазы.

8. Способ по п. 5, в котором этап определения содержания компонента нефтяной фазы и компонента водной фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта на основании содержания компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта, значения первой амплитуды первой последовательности эхо-сигналов и значения первой амплитуды второй последовательности эхо-сигналов, содержит:

вычитание первого значения амплитуды последовательности эхо-сигналов, соответствующего компоненту газовой фазы, из первого значения амплитуды первой последовательности эхо-сигналов и первого значения амплитуды второй последовательности эхо-сигналов, соответственно, на основании содержания компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта, чтобы получить первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов, соответствующее флюиду чисто жидкостной фазы среди первых последовательностей эхо-сигналов, и первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов, соответствующее флюиду чисто жидкостной фазы среди вторых последовательностей эхо-сигналов; и

определение содержания компонента нефтяной фазы и содержания компонента водной фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно первому значению амплитуды последовательности эхо-сигналов, соответствующему флюиду чисто жидкостной фазы среди первых последовательностей эхо-сигналов, и первому значению амплитуды последовательности эхо-сигналов, соответствующему флюиду чисто жидкостной фазы среди вторых последовательностей эхо-сигналов.

9. Способ по п. 8, в котором содержание компонента нефтяной фазы и содержание компонента водной фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта определяют, используя следующие уравнения:

где M1 и M2 обозначают первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов, соответствующей флюиду чисто жидкостной фазы среди первых последовательностей эхо-сигналов, и первое значение амплитуды последовательности эхо-сигналов, соответствующей флюиду чисто жидкостной фазы среди вторых последовательностей эхо-сигналов, соответственно; M(0) обозначает вектор намагниченности после того, как многофазный флюид полностью намагничен; tpre и tdet обозначают время процесса предварительного намагничивания и время процесса детектирующего намагничивания, соответственно; T1,water и T1,oil обозначают время продольной релаксации компонента водной фазы и время продольной релаксации компонента нефтяной фазы многофазного флюида, соответственно; и Awater и Aoil обозначают содержание компонента водной фазы и содержание компонента нефтяной фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта, соответственно.

10. Устройство для определения расходов компонентов многофазного флюида, содержащее модуль обработки намагничиванием, модуль определения значения амплитуды последовательности эхо-сигналов, модуль определения содержания, модуль определения скорости потока и модуль определения расхода, при этом

модуль обработки намагничиванием выполнен с возможностью осуществлять процесс первого намагничивания и процесс второго намагничивания многофазного флюида в трубопроводе в целевой нефтегазовой скважине, соответственно, получать первый намагниченный многофазный флюид и второй намагниченный многофазный флюид, причем процесс первого намагничивания содержит процесс предварительного намагничивания и процесс детектирующего намагничивания, а процесс второго намагничивания содержит процесс детектирующего намагничивания;

модуль определения значения амплитуды последовательности эхо-сигналов выполнен с возможностью определять первый набор последовательностей эхо-сигналов и второй набор последовательностей эхо-сигналов, соответствующие первому намагниченному многофазному флюиду и второму намагниченному многофазному флюиду, соответственно, причем первый набор последовательностей эхо-сигналов содержит первое значение амплитуды первой последовательности эхо-сигналов, соответствующей заданному положению горизонта, и второй набор последовательностей эхо-сигналов содержит первое значение амплитуды второй последовательности эхо-сигналов, соответствующей заданному положению горизонта;

модуль определения содержания выполнен с возможностью определять содержание компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно первому значению амплитуды первой последовательности эхо-сигналов и первому значению амплитуды второй последовательности эхо-сигналов;

модуль определения скорости потока выполнен с возможностью определения скорости потока многофазного флюида в заданном положении горизонта согласно первому значению амплитуды первой последовательности эхо-сигналов;

модуль определения расхода выполнен с возможностью определения расходов компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида согласно содержанию компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта и скорости потока многофазного флюида в заданном положении горизонта.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли промышленности и может быть использовано для обеспечения необходимых условий оперативного определения и измерения содержания основных фаз в нефтегазовом потоке.

Изобретение относится к способу исследования разреза скважины в процессе бурения и может быть использовано для оперативного выделения коллекторов и определения их гидродинамических параметров.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам расчета динамического забойного давления в газоконденсатных скважинах. Способ включает определение дебита, относительной плотности газоконденсатной смеси, устьевых значений давления и температуры, фактические значения коэффициента гидравлического сопротивления, со спуском глубинного манометра до середины интервала перфорации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяных скважин в неоднородных коллекторах. Обеспечивает повышение темпов отбора нефти из продуктивного пласта.

Изобретение относится к технике контроля средств измерений расхода и других метрологических характеристик замерных установок на нефтепромыслах, в частности, при их калибровке и поверке.

Изобретение относится к измерительной технике и может использоваться в нефтегазовой отрасли на буровых установках. Техническим результатом изобретения является повышение точности и достоверности при измерениях плотности, объемного газосодержания и истинной плотности бурового раствора, а также повышение эффективности вихревой дегазации бурового раствора за счет стабилизации термодинамических условий и магнитной обработки с непрерывным определением степени дегазации, что в комплексе позволяет повысить надежность системы автоматического измерения и вывести метод газового каротажа на количественный, петрофизически обоснованный уровень.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области контроля параметров скважинной жидкости (СКЖ) в системе оптимизации работы группы скважин путем управления установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) на кусте нефтегазовых скважин по данным условий эксплуатации скважины и параметров СКЖ.
Изобретение относится к области разработки газовых месторождений и может быть использовано для контроля поступления в эксплуатационные скважины пластовой воды. Технический результат заключается в повышении точности при контроле за разработкой газового месторождения, а именно при контроле поступления пластовой воды.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтедобывающих скважин на нефтяных месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами в условиях неоднозначности замеров, выполненных на притоке флюида в забойных условиях, в частности, к определению профиля притока флюидов, поступающих в скважину, на которой проведен многостадийный гидравлический разрыв пласта.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам учета межпластовых перетоков газа, образующихся вследствие проведения мероприятия по гидравлическому разрыву пласта (ГРП) в близлежащих пластах, являющихся самостоятельными объектами подсчета запасов.

Группа изобретений относится к способу и устройству для определения расходов компонентов многофазного флюида. Способ содержит выполнение процесса первого намагничивания и процесса второго намагничивания многофазного флюида в трубопроводе в целевой нефтегазовой скважине, соответственно, для получения первого намагниченного многофазного флюида и второго намагниченного многофазного флюида. Определение первого набора последовательностей эхо-сигналов и второго набора последовательностей эхо-сигналов, соответствующих первому намагниченному многофазному флюиду и второму намагниченному многофазному флюиду, соответственно. Причем первый набор последовательностей эхо-сигналов содержит первое значение амплитуды первой последовательности эхо-сигналов, соответствующей заданному положению горизонта, и второй набор последовательностей эхо-сигналов содержит первое значение амплитуды второй последовательности эхо-сигналов, соответствующей заданному положению горизонта. Определение содержаний компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта и определение скорости потока многофазного флюида в заданном положении горизонта; и определение расходов компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида. Устройство содержит модуль обработки намагничиванием, модуль определения значения амплитуды последовательности эхо-сигналов, модули определения содержания, скорости потока и расхода компонента нефтяной фазы, компонента водной фазы и компонента газовой фазы многофазного флюида в заданном положении горизонта. При этом модуль обработки намагничиванием выполнен с возможностью осуществлять процесс первого намагничивания и процесс второго намагничивания многофазного флюида в трубопроводе в целевой нефтегазовой скважине, соответственно, получать первый намагниченный многофазный флюид и второй намагниченный многофазный флюид, причем процесс первого намагничивания содержит процесс предварительного намагничивания и процесс детектирующего намагничивания, а процесс второго намагничивания содержит процесс детектирующего намагничивания. Технический результат заключается в повышении точности определения расхода каждого компонента многофазного флюида. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 2 ил.

Наверх