RU2263210C2 - Method for pressure profile determination in well bore, discharge lines and in pipelines and determination method implementation (variants) - Google Patents
Method for pressure profile determination in well bore, discharge lines and in pipelines and determination method implementation (variants) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2263210C2 RU2263210C2 RU2003107823/03A RU2003107823A RU2263210C2 RU 2263210 C2 RU2263210 C2 RU 2263210C2 RU 2003107823/03 A RU2003107823/03 A RU 2003107823/03A RU 2003107823 A RU2003107823 A RU 2003107823A RU 2263210 C2 RU2263210 C2 RU 2263210C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- fluid
- flow
- pipeline
- well
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к способу определения профилей давления в стволах скважин и трубопроводах, несущих однофазные и многофазные флюиды, а также к нескольким применениям этого способа.The present invention relates to a method for determining pressure profiles in wellbores and pipelines carrying single-phase and multiphase fluids, as well as to several applications of this method.
Уровень техникиState of the art
Углеводородные флюиды добывают из скважин, пробуренных на шельфовых и континентальных месторождениях. Скважины различаются по длине и глубине - от сотен метров до нескольких километров. Для различных условий залегания углеводородов на шельфе и в континентальных месторождениях используются различные конструкции ствола скважины (оборудованной скважины). Со временем сложность конструкций ствола скважин возросла, так как были найдены новые, более экономичные методы добычи нефти и газа. Одновременно возросла потребность в контроле над стволом скважины, включая контроль потока флюида, состояния ствола скважины и целостности оборудования.Hydrocarbon fluids are produced from wells drilled on offshore and continental fields. Wells vary in length and depth - from hundreds of meters to several kilometers. For various conditions of occurrence of hydrocarbons on the shelf and in continental fields, various designs of the wellbore (equipped well) are used. Over time, the complexity of the wellbore designs has increased, as new, more economical methods of oil and gas production have been found. At the same time, the need for wellbore control increased, including control of fluid flow, wellbore condition and equipment integrity.
Общепринятым методом измерения характеристик потока внутрискважинных флюидов является использование приборов для геофизических исследований в эксплуатируемой скважине (ПГИ) (Hill, A.D. (1990): Production Logging-Theoretical and Interpretive Elements, Society of Petroleum Engineers, Monograph, Volume 14, 154 pp.). Эти приборы используются, в первую очередь, для измерения давления, температуры и скорости флюида внутри скважины. В зависимости от особенностей ствола скважины или поставленной задачи другие характеристики также могут измеряться с помощью ПГИ. Скорость флюида обычно измеряется вертушечным расходомером, как описано у Клепана и Гудмундссона (Kleppan, Т. and Gudmundsson, J. S. (1991): Spinner Logging of a Single Perforation, Proc., 1st Lerkendal Petroleum Engineering Workshop, Norwegian Institute of Technology, Trondheim, 69-82).A common method for measuring the flow characteristics of downhole fluids is the use of instruments for geophysical exploration in an operating well (PIP) (Hill, AD (1990): Production Logging-Theoretical and Interpretive Elements, Society of Petroleum Engineers, Monograph,
В последнее время расширилась практика установки постоянных датчиков температуры и давления. Уннэланд и Хаугланд (Unneland Т. and Haugland Т. (1994): Permanent Downhole Gauges Used in Reservoir Management of Complex North Sea Oil Fields, SPE Production and Facilities, August, 195-201) оценили период окупаемости датчика, установленного на месторождении, в котором объем добычи ограничивается пропускной способностью скважины. Анализ показал, что обычно использование ПГИ требует 28-часовой остановки скважины, а также соседних скважин, по соображениям безопасности. Так как индивидуальная производительность скважин варьируется между 500 и 5000 м3/день (3000-30000 баррелей/день), то эта задержка добычи представляется существенной. Стоимость задержки добычи зависит от нескольких параметров. Общим для самых важных параметров является то, что стоимость максимальна на ранней стадии эксплуатации скважины, когда информация наиболее важна.Recently, the practice of installing permanent temperature and pressure sensors has expanded. Unneland T. and Haugland T. (1994): Permanent Downhole Gauges Used in Reservoir Management of Complex North Sea Oil Fields, SPE Production and Facilities, August, 195-201) estimated the payback period of the sensor installed in the field, where production is limited by the throughput of the well. The analysis showed that usually the use of PIP requires a 28-hour shutdown of the well, as well as neighboring wells, for safety reasons. Since individual well productivity varies between 500 and 5000 m 3 / day (3000-30000 barrels / day), this delay in production seems significant. The cost of delaying production depends on several parameters. Common to the most important parameters is that the cost is maximum at the early stage of well operation, when information is most important.
Полагая, что средняя стоимость одного барреля нефти составляет 20 долларов США, стоимость задержки добычи для вышеупомянутого примера будет находиться в диапазоне 70000 -700000 долларов США. Обычно стоимость эксплуатации ПГИ на морской платформе составляет около 100000 долларов США. Стоимость установки постоянного датчика давления составит примерно 180000 долларов США. Уннэланд и Хаугланд (1993) подсчитали, что средний период окупаемости постоянных датчиков составляет менее одного года.Assuming that the average cost of one barrel of oil is $ 20, the cost of production delay for the above example will be in the range of $ 70,000 -7,000,000. Typically, the cost of operating the PIP on an offshore platform is about $ 100,000. The cost of installing a permanent pressure sensor is approximately $ 180,000. Unneland and Haugland (1993) estimated that the average payback period for permanent sensors is less than one year.
Постоянные внутрискважинные датчики измеряют давление на одной определенной глубине. Обычно их устанавливают выше перфорированного интервала в нефтяных и газовых скважинах. Измерение давления при помощи постоянно установленных внутрискважинных датчиков используется для контроля изменения давления во времени в работающих скважинах, например для анализа переходных процессов. Если осуществляется также измерение потока флюидов, то результаты измерения давления могут быть использованы для контроля поведения скважины во времени.Permanent downhole sensors measure pressure at one specific depth. Usually they are installed above the perforated interval in oil and gas wells. Pressure measurement using permanently installed downhole sensors is used to monitor pressure changes over time in operating wells, for example, for analysis of transients. If fluid flow measurement is also performed, then the pressure measurement results can be used to monitor the well’s behavior over time.
Существенным недостатком постоянных внутрискважинных датчиков давления является их установка на одном уровне (глубине). Это означает, что постоянные внутрискважинные датчики не могут быть использованы для измерения профиля давления в зависимости от глубины в нефтяных и газовых скважинах. Однако ПГИ могут использоваться для измерения профиля давления в зависимости от глубины как в остановленных, так и в работающих скважинах. Стоимость эксплуатации одного ПГИ на обычной морской скважине в Северном море, как отмечено выше, составляет 70000 -700000 долларов США вследствие остановки добычи и примерно 100000 долларов США прямых издержек. Более того, когда ПГИ эксплуатируется на работающей скважине, то скважина обычно подключается через замерный сепаратор. Это означает, что доступ к замерному сепаратору для других производственных измерений будет ограничен.A significant drawback of permanent downhole pressure sensors is their installation at the same level (depth). This means that permanent downhole sensors cannot be used to measure the pressure profile depending on the depth in oil and gas wells. However, PIP can be used to measure the pressure profile depending on the depth in both stopped and working wells. The cost of operating one PIP in a conventional offshore well in the North Sea, as noted above, is $ 70,000-700,000 due to production shutdown and approximately $ 100,000 in direct costs. Moreover, when the PIP is operated in a running well, the well is usually connected through a metering separator. This means that access to the metering separator for other production measurements will be limited.
Техника измерения параметров многофазных потоков для эксплуатации нефтяных скважин наземного и морского базирования быстро развивалась в последние годы и десятилетия, что очевидно из материалов многих конференций, посвященных этой тематике, включая конференции по измерениям в Северном море, проводимые поочередно в Норвегии и Шотландии. Конференция BHR Group по теме многофазной добычи, проведенная в Каннах, является еще одним примером важности изучения потоков газов-жидкостей при добыче и обработке углеводородов. Тема многофазных измерений также широко представлена на многих конференциях Общества инженеров нефтяной промышленности. Некоторые фундаментальные и практические вопросы, касающиеся многофазных потоков при добыче и транспортировке нефти, представлены Кингом (King, N. W. (1990): Multi-Phase Flow in Pipeline Systems, National Engineering Laboratory, HMSO, London).The technique of measuring the parameters of multiphase flows for the operation of oil wells onshore and offshore based has developed rapidly in recent years and decades, which is evident from the materials of many conferences devoted to this topic, including conferences on measurements in the North Sea, held alternately in Norway and Scotland. The BHR Group multi-phase production conference in Cannes is another example of the importance of studying gas-liquid flows in hydrocarbon production and processing. The topic of multiphase measurements is also widely represented at many conferences of the Society of Petroleum Engineers. Some fundamental and practical questions regarding multiphase flows in oil production and transportation are presented by King (King, N. W. (1990): Multi-Phase Flow in Pipeline Systems, National Engineering Laboratory, HMSO, London).
Способы измерений многофазных потоков, основанные на распространении импульсов давления в газожидкостной среде, были запатентованы Гудмундссоном (патенты Норвегии №174643 и №300437). Первый способ основан на генерации импульса давления газовой пушкой и его измерении вблизи от газовой пушки и на некотором расстоянии от нее по течению и против течения потока. Второй способ основан на генерации импульса давления посредством закрытия быстродействующей задвижки (клапана) и измерении импульса давления вблизи от задвижки и на некотором расстоянии от нее против течения; импульс давления может быть также измерен вблизи задвижки в направлении против течения и вблизи задвижки и на некотором расстоянии от нее по течению. В зависимости от целей измерения и конфигурации системы может использоваться другое расположение мест измерения импульса давления.Methods for measuring multiphase flows, based on the propagation of pressure pulses in a gas-liquid medium, were patented by Gudmundsson (Norwegian patents No. 174643 and No. 300437). The first method is based on the generation of a pressure pulse by a gas gun and its measurement close to the gas gun and at a certain distance from it upstream and against the flow. The second method is based on the generation of a pressure pulse by closing the high-speed valve (valve) and measuring the pressure pulse in the vicinity of the valve and at a certain distance from it against the flow; the pressure pulse can also be measured near the valve in the direction against the flow and near the valve and at a certain distance from it downstream. Depending on the purpose of the measurement and the configuration of the system, a different arrangement of pressure pulse measurement locations may be used.
Приборы для геофизических исследований в скважине (ПГИ) обычно используются в работающих нефтяных и газовых скважинах для исследования состояния ствола скважины, в частности для исследования проблем, возникающих со временем при эксплуатации скважины. Такие проблемы включают повреждение обсадной трубы и/или трубопроводов и отложение твердых веществ в стволе скважины. В состав цепочки ПГИ может быть включен каверномер или он может функционировать независимо. ПГИ используется также для того, чтобы определить, какой газлифтный клапан действует и не заблокирована ли перфорация в гравийном фильтре. Для описания измерений давления в зависимости от глубины в нефтяных и газовых скважинах операторами иногда используется термин "съемка давления".Instruments for geophysical research in the well (PIP) are usually used in working oil and gas wells to study the condition of the wellbore, in particular to investigate problems that arise over time during the operation of the well. Such problems include damage to the casing and / or pipes and the deposition of solids in the wellbore. The caliper can be included in the PIP chain or it can function independently. PIP is also used to determine which gas lift valve is operating and if perforation is blocked in the gravel pack. To describe pressure measurements as a function of depth in oil and gas wells, operators sometimes use the term “pressure measurement”.
Операторы нефтяных и газовых скважин неохотно идут на размещение устройств внутри ствола скважины из-за связанного с этим риска. Иногда оборудование застревает в стволе скважины, что создает более значительные проблемы, чем те, которые оператор хотел исследовать. Термин "капитальный ремонт" используется в нефтяной и газовой промышленности в ситуации, когда в скважине нужно производить восстановительные работы. В зависимости от характера устраняемой неисправности работа ПГИ может предшествовать производству некоторых ремонтных операций.Oil and gas well operators are reluctant to place devices inside the wellbore due to the associated risk. Sometimes the equipment gets stuck in the wellbore, which creates more significant problems than those that the operator wanted to investigate. The term "overhaul" is used in the oil and gas industry in a situation where restoration work is required in the well. Depending on the nature of the fault to be fixed, the operation of the PIP may precede the production of some repair operations.
Принципы, которые применяются для исследования давления в работающем стволе скважины, применяются также для выкидных линий и трубопроводов. Такие съемки/измерения давления могут быть использованы для обнаружения повреждений в выкидных линиях/трубопроводах и для определения местоположений и размеров отложений, таких как гидраты, твердые углеводороды (парафины), асфальтены и песок. Проблемы, возникающие из-за твердых отложений при добыче и переработке углеводородов, обсуждались на многих конференциях (см. например, Controlling Hydrates, Waxes and Asphaltenes; Oslo, December 7-8,1998 (IBC UK Conferences Limited). Обнаружение повреждений в выкидных линиях/трубопроводах включает обнаружение утечек. Съемки/измерения давления могут быть использованы для определения положения и измерения параметров оборудования, используемого при добыче и переработке нефти и газа.The principles that are used to study pressure in a working wellbore also apply to flowlines and pipelines. Such surveys / pressure measurements can be used to detect damage in flow lines / pipelines and to determine the location and size of deposits, such as hydrates, solid hydrocarbons (paraffins), asphaltenes and sand. The problems associated with solid deposits during hydrocarbon production and processing have been discussed at many conferences (see, for example, Controlling Hydrates, Waxes and Asphaltenes; Oslo, December 7-8, 1998 (IBC UK Conferences Limited). / pipelines includes leak detection. Pressure surveys / measurements can be used to determine the position and measure the parameters of equipment used in oil and gas production and processing.
Основной проблемой при выполнении исследований давления в выкидных линиях и трубопроводах, несущих смеси газа и жидкости, является значительная сложность выполнения непрерывных измерений вдоль пути потока. Вместо этого обычно выполняется измерение давления в отдельных точках трубопровода. Из-за ограниченного числа дискретных точек измерения измерения давления в выкидных линиях и трубопроводах обычно непригодны для обнаружения и контроля отложений и утечек. Очевидно, что дискретные измерения более затруднительны в трубопроводах, проложенных по морскому дну, чем в наземных трубопроводах. Единственное исключение составляет метод обнаружения и локализации утечек при помощи акустических волн в трубопроводах, несущих однофазный поток.The main problem when performing pressure studies in flow lines and pipelines carrying a mixture of gas and liquid is the significant difficulty of performing continuous measurements along the flow path. Instead, pressure is usually measured at individual points in the pipeline. Due to the limited number of discrete measurement points, pressure measurements in flow lines and pipelines are generally unsuitable for the detection and control of deposits and leaks. Obviously, discrete measurements are more difficult in pipelines laid along the seabed than in onshore pipelines. The only exception is the method for detecting and localizing leaks using acoustic waves in pipelines carrying a single-phase flow.
Цель изобретенияThe purpose of the invention
Основной целью изобретения является создание способа определения профиля давления в стволах скважин, выкидных линиях и трубопроводах, несущих однофазные и многофазные флюиды, в нефтяной промышленности и связанных с ней отраслях.The main objective of the invention is to provide a method for determining the pressure profile in wellbores, flow lines and pipelines carrying single-phase and multiphase fluids in the oil industry and related industries.
Другой целью является создание такого способа, который не требовал бы применения дорогостоящего оборудования и устройств, которые потенциально могут застрять в стволе скважины, в выкидной линии или в трубопроводе.Another goal is to create such a method that would not require the use of expensive equipment and devices that could potentially get stuck in the wellbore, in the flow line or in the pipeline.
Еще одной целью является создание способа определения профиля давления, дающего возможность обнаружить и локализовать проблемные зоны, такие как смятия, отложения, утечки и тому подобное, в стволах скважин, выкидных линиях и трубопроводах.Another goal is to create a method for determining the pressure profile, which makes it possible to detect and localize problem areas, such as crushing, deposits, leaks and the like, in wellbores, flow lines and pipelines.
Эти и другие цели достигаются посредством способа в соответствии с изобретением.These and other objectives are achieved by the method in accordance with the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Изобретение касается способа определения профилей давления в стволах скважин, выкидных линиях и трубопроводах, несущих однофазные и многофазные флюиды. В способе поток флюида временно перекрывают, полностью или частично, быстродействующей задвижкой и непрерывно регистрируют давление в точке, находящейся на небольшом расстоянии от задвижки по направлению против течения потока, используют соотношения, известные из уравнения Дарси-Вейсбаха:The invention relates to a method for determining pressure profiles in wellbores, flow lines and pipelines carrying single-phase and multiphase fluids. In the method, the fluid flow is temporarily blocked, in whole or in part, by a fast-acting valve and the pressure is continuously recorded at a point located at a small distance from the valve in the opposite direction to the flow, using the relations known from the Darcy-Weisbach equation:
Δpf=(f/2)(ΔL/d)ρu2,Δp f = (f / 2) (ΔL / d) ρu 2 ,
где f (безразмерная величина) - коэффициент трения, L (м) - длина трубы, d (м) - диаметр трубы, ρ (кг/м3) - плотность флюида, u (м/сек) - скорость флюида, для определения потерь давления на трение, а диаграмму изменения давления в зависимости от расстояния получают из указанной временной диаграммы и оценки скорости звука в реальном флюиде, используя формулу ΔL=0,5aΔt для установления зависимости между временем Δt и расстоянием ΔL.where f (dimensionless quantity) is the friction coefficient, L (m) is the pipe length, d (m) is the pipe diameter, ρ (kg / m 3 ) is the fluid density, u (m / s) is the fluid velocity, to determine the loss friction pressure, and a diagram of pressure changes versus distance is obtained from the indicated time diagram and estimates of the speed of sound in a real fluid, using the formula ΔL = 0.5aΔt to establish the relationship between time Δt and distance ΔL.
Предпочтительно для оценки скорости звука во флюиде используют соотношения, известные из формулы Жуковского: Δра=ρua, где ρ (кг/м3) - плотность флюида, u (м/сек) - скорость движения флюида, "а" - скорость звука во флюиде.It is preferable to evaluate the speed of sound in a fluid using the relations known from the Zhukovsky formula: Δp a = ρua, where ρ (kg / m 3 ) is the fluid density, u (m / s) is the fluid velocity, "a" is the sound velocity in fluid.
Оценку скорости звука предпочтительно получают на основе времени между резкими изменениями давления на временной диаграмме, вызываемыми оборудованием, изменением площади сечения потока и другими подобными местами с известным положением вдоль ствола скважины, выкидной линии или трубопровода.An estimate of the speed of sound is preferably obtained on the basis of the time between sudden changes in pressure in the time diagram caused by the equipment, changes in the cross-sectional area of the flow and other similar places with a known position along the wellbore, flow line or pipeline.
Оценку скорости звука предпочтительно получают на основе измерения временных диаграмм по меньшей мере в двух различных местах вдоль трубопровода и сравнения этих временных диаграмм.An estimate of the speed of sound is preferably obtained by measuring the time diagrams in at least two different places along the pipeline and comparing these time diagrams.
В еще одном предпочтительном варианте осуществления способа получают комбинированную диаграмму температуры и давления в скважине, при этом диаграмму температуры в зависимости от глубины в стволе скважины измеряют с использованием оптического волокна.In yet another preferred embodiment of the method, a combined well temperature and pressure diagram is obtained, wherein the temperature diagram, depending on the depth in the well bore, is measured using optical fiber.
Изобретение также касается использования вышеуказанного способа для различных целей: для обнаружения и локализации притока в стволе скважины, выкидной линии или трубопроводе; для обнаружения и локализации таких дефектов выкидных линий, как смятие; для определения эффективного диаметра ствола скважины, выкидной линии или трубопровода в различных местах; для обнаружения и локализации отложений, таких как гидраты, твердые углеводороды, асфальтены или песок; для обнаружения и локализации таких дефектов, как утечки; для определения того, какой или какие из нескольких газлифтных клапанов работают; для локализации и количественного определения рабочих характеристик трубопроводного оборудования, используемого при добыче нефти и/или газа.The invention also relates to the use of the above method for various purposes: to detect and localize the inflow in the wellbore, flow line or pipeline; to detect and localize flow line defects such as crushing; to determine the effective diameter of the wellbore, flow line or pipeline in various places; for the detection and localization of sediments, such as hydrates, solid hydrocarbons, asphaltenes or sand; to detect and locate defects such as leaks; to determine which or which of several gas lift valves are working; for localization and quantitative determination of the operating characteristics of pipeline equipment used in oil and / or gas production.
Математическая база изобретенияThe mathematical base of the invention
Настоящее изобретение может рассматриваться как расширение предшествующих изобретений Гудмундссона (патенты Норвегии №174643 и №300437). Предшествующие изобретения основаны на распространении волны/импульса давления в смесях газа и жидкости. В частности, когда быстродействующая задвижка (клапан), расположенная рядом с устьем морской скважины, приводится в действие, то возникает волна/импульс давления. Импульс давления будет распространяться в двух направлениях: по течению и против течения от быстродействующей задвижки. Величина импульса давления описывается уравнением гидравлического удара, также известным как уравнение Жуковского:The present invention can be construed as an extension of the previous inventions of Gudmundsson (Norwegian patents No. 174643 and No. 300437). The preceding inventions are based on the propagation of a pressure wave / pulse in gas-liquid mixtures. In particular, when a high-speed valve (valve) located near the mouth of an offshore well is actuated, a pressure wave / impulse occurs. The pressure pulse will propagate in two directions: upstream and upstream from the high-speed gate valve. The magnitude of the pressure pulse is described by the water hammer equation, also known as the Zhukovsky equation:
Δрa=ρua, (1)Δp a = ρua, (1)
где ρ (кг/м3) - плотность флюида, u (м/сек) - скорость движения флюида и "а" - скорость звука во флюиде. Скорость звука во флюиде равна скорости распространения созданного импульса давления.where ρ (kg / m 3 ) is the fluid density, u (m / s) is the fluid velocity and "a" is the speed of sound in the fluid. The speed of sound in a fluid is equal to the speed of propagation of the generated pressure pulse.
Величина импульса давления, созданного быстродействующей задвижкой, может быть измерена непосредственно перед задвижкой, выше ее по потоку, с помощью датчика давления. В гидравлических системах, где подводящие и отводящие трубы (ствол скважины, выкидная линия, трубопровод) имеют достаточную длину, увеличение давления непосредственно перед быстродействующей задвижкой совпадает со значением, полученным из уравнения гидравлического удара.The magnitude of the pressure pulse created by the high-speed valve can be measured immediately before the valve, upstream of it, using a pressure sensor. In hydraulic systems, where the inlet and outlet pipes (wellbore, flow line, pipeline) are of sufficient length, the increase in pressure immediately before the high-speed valve coincides with the value obtained from the water hammer equation.
Импульс давления, распространяясь в скважине, из которой поступает смесь нефти и газа, будет задерживать поток, т.е. импульс давления будет останавливать поток. Импульс давления будет распространяться в скважине со скоростью звука для данной среды. Таким образом, поток нефти и газа будет останавливаться настолько быстро, насколько быстро импульс давления будет распространяться вниз по стволу скважины. В принципе, когда импульс давления достигает дна скважины, скорость флюида в стволе скважины уменьшается практически до нуля.The pressure impulse propagating in the well from which the mixture of oil and gas flows will delay the flow, i.e. a pressure pulse will stop the flow. A pressure pulse will propagate in the well at the speed of sound for a given medium. Thus, the flow of oil and gas will stop as quickly as the pressure pulse will propagate down the wellbore. In principle, when the pressure impulse reaches the bottom of the well, the fluid velocity in the wellbore decreases to almost zero.
Когда поток останавливается, исчезают потери давления, вызванные гидравлическим сопротивлением трубы. То есть падение напора, вызванное протеканием смеси газа и жидкости в стволе скважины, будет уменьшаться. Этот перепад давления, обусловленный исчезновением гидравлического сопротивления, будет непрерывно распространяться по направлению к устью ствола скважины; он может быть измерен и часто его называют "наполнением" трубопровода (наполнением трубопровода нефтепродуктом, находящимся под более высоким давлением, чем при его транспортировке по этому трубопроводу).When the flow stops, pressure losses caused by the hydraulic resistance of the pipe disappear. That is, the pressure drop caused by the flow of a mixture of gas and liquid in the wellbore will decrease. This pressure drop, due to the disappearance of hydraulic resistance, will continuously propagate towards the wellhead; it can be measured and often called “filling” the pipeline (filling the pipeline with oil that is at a higher pressure than when transporting it through this pipeline).
Потери давления на трение (в стволах скважин, выкидных линиях, трубопроводах) подчиняются уравнению Дарси-Вейсбаха:The friction pressure loss (in wellbores, flow lines, pipelines) obey the Darcy-Weisbach equation:
Δpf=(f/2)(ΔL/d)ρ u2, (2) Δp f = (f / 2) (ΔL / d) ρ u 2 , (2)
где f (безразмерная величина) - коэффициент трения, Δ L (м) -длина трубы, d (м) - диаметр трубы, ρ (кг/м3) - плотность флюида, u (м/с) - скорость флюида. Уравнение Дарси-Вейсбаха, приведенное здесь, выполняется для однофазного ламинарного и турбулентного потока. В принципе, уравнение может быть расширено и для многофазного потока. Существует множество подобных расширений, представленных в различных книгах, касающихся многофазных потоков (G. Wallis, One-Dimensional Two-Phase Flow (Одномерный двухфазный поток); McGraw-Hill, 1969, а также Р. В. Whalley, Boiling, Condensation and Gas-Liquid Flow (Кипение, конденсация и течение газа и жидкости); Oxford University Press, New York, 1987).where f (dimensionless quantity) is the friction coefficient, Δ L (m) is the pipe length, d (m) is the pipe diameter, ρ (kg / m 3 ) is the fluid density, and u (m / s) is the fluid velocity. The Darcy-Weisbach equation given here is valid for single-phase laminar and turbulent flow. In principle, the equation can be extended to multiphase flow. There are many similar extensions presented in various books on multiphase flows (G. Wallis, One-Dimensional Two-Phase Flow; McGraw-Hill, 1969, as well as R. B. Whalley, Boiling, Condensation and Gas -Liquid Flow (Boiling, condensation, and gas and liquid flow); Oxford University Press, New York, 1987).
Уравнение Дарси-Вейсбаха может быть записано в терминах градиента давления:The Darcy-Weisbach equation can be written in terms of a pressure gradient:
(Δρf)ΔL=(f/2)(1/d)ρ u2 (3).(Δρ f ) ΔL = (f / 2) (1 / d) ρ u 2 (3).
Коэффициент гидравлического трения для однофазного и многофазного потоков может быть получен из полуэмпирических соотношений, таких как формула Блазиуса:The coefficient of hydraulic friction for single-phase and multiphase flows can be obtained from semi-empirical relations, such as the Blasius formula:
f=(0,0791 )/Re0,25, (4) f = (0,0791) / Re 0.25 , (4)
где Re - число Рейнольдса, определяемое как:where Re is the Reynolds number, defined as:
Re= (p u d)/μ. (5)Re = (p u d) / μ. (5)
Формула Блазиуса используется, когда поток является гидродинамически гладким. Когда поток негладкий, может быть использовано уравнение Кольбрука-Уайта:The Blasius formula is used when the flow is hydrodynamically smooth. When the flow is not smooth, the Kolbrook-White equation can be used:
(1/f)0,5 = -2 log [(2,51)/(Re f(-1)) + (ks/(3,7 d))], (6) (1 / f) 0.5 = -2 log [(2.51) / (Re f (-1) ) + (k s / (3,7 d))], (6)
где ks - шероховатость песка.where k s is the roughness of the sand.
Плотность смеси газа и жидкости задается следующей формулой:The density of the gas-liquid mixture is given by the following formula:
ρм = α ρG + (1-α)ρL, (7) ρ m = α ρ G + (1-α) ρ L , (7)
где α (безразмерная величина) - истинное объемное паросодержание, а индексы обозначают: М - смесь, G - газ и L - жидкость. При добыче и переработке углеводородов жидкая фаза будет часто состоять из нефти и воды.where α (dimensionless quantity) is the true volumetric vapor content, and the indices denote: M is a mixture, G is a gas and L is a liquid. In the production and processing of hydrocarbons, the liquid phase will often consist of oil and water.
Скорость ам звука в однородной смеси газа и жидкости задается известной формулой Вуда:The speed a m of sound in a homogeneous mixture of gas and liquid is given by the well-known Wood formula:
ам = (АВ)-1, (8)and m = (AB) -1 , (8)
где:Where:
A=[αρG+(1-α)ρL]0,5 (9)A = [αρ G + (1-α) ρ L ] 0.5 (9)
иand
В = [(α/ρG аG 2)) + (1-α)/(ρLaL 2))]0,5. (10)B = [(α / ρ G a G 2 )) + (1-α) / (ρ L a L 2 ))] 0.5 . (10)
Заметим, что аG и аL - это скорость звука в газе и жидкости соответственно. Донг и Гудмундссон вывели аналогичную формулу для нефтяных флюидов (Dong, L. and Gudmundsson, J. S. (1993,); Model for Sound Speed in Multiphase Mixtures (Модель для скорости звука в многофазных смесях), Ргос. 3rd Lerkendal Petroleum Engineering Workshop, Norwegian Institute of Technology, Trondheim, 19-30).Note that a G and a L are the speed of sound in a gas and a liquid, respectively. Dong and Gudmundsson derived a similar formula for oil fluids (Dong, L. and Gudmundsson, JS (1993,); Model for Sound Speed in Multiphase Mixtures, Proc. 3 rd Lerkendal Petroleum Engineering Workshop, Norwegian Institute of Technology, Trondheim, 19-30).
Вышеприведенные уравнения показывают, что поток в стволах наземных и морских скважин, выкидных линиях и трубопроводах зависит от множества факторов. Дополнительными факторами являются изменения параметров давления, объема и температуры смесей флюидов. Для иллюстрации изобретения будем считать некоторые из указанных факторов постоянными. Позднее, в реальных условиях, это допущение может быть ослаблено и различные эффекты могут быть учтены.The above equations show that the flow in the shafts of land and offshore wells, flow lines and pipelines depends on many factors. Additional factors include changes in pressure, volume and temperature of fluid mixtures. To illustrate the invention, we will consider some of these factors to be constant. Later, under real conditions, this assumption can be weakened and various effects can be taken into account.
Подробное описание изобретения со ссылками на чертежиDetailed description of the invention with reference to the drawings
Настоящее изобретение раскрывается более подробно со ссылками на сопровождающие чертежи, где:The present invention is disclosed in more detail with reference to the accompanying drawings, where:
На фиг.1-6 показаны временные диаграммы изменения давления для ряда разных теоретических ситуаций протекания потока.Figure 1-6 shows the timing diagrams of pressure changes for a number of different theoretical situations of flow.
На фиг.7 показано изменение скорости звука в зависимости от глубины в стволе скважины (практический случай).Figure 7 shows the change in the speed of sound depending on the depth in the wellbore (practical case).
На фиг.8 показана временная диаграмма изменения давления в стволе скважины фиг.7, измеренная в соответствии с предложенным способом.On Fig shows a timing diagram of pressure changes in the wellbore of Fig.7, measured in accordance with the proposed method.
На фиг.9 показан график взаимосвязи между временем отражения импульса и глубиной скважины для практического случая фиг.7 и фиг.8.In Fig.9 shows a graph of the relationship between the reflection time of the pulse and the depth of the well for the practical case of Fig.7 and Fig.8.
На фиг.10 показано отложение твердых углеводородов (выпадение парафина) на некотором участке выкидной линии или трубопровода.Figure 10 shows the deposition of solid hydrocarbons (paraffin wax) in a certain section of the flow line or pipeline.
На фиг.11 показана измеренная в соответствии с изобретением временная диаграмма изменения давления (практический случай) вдоль выкидной линии или трубопровода с отложениями, показанными на фиг.10.Fig. 11 shows a time diagram of a pressure change (practical case) measured in accordance with the invention along a flow line or pipeline with deposits shown in Fig. 10.
Если поток в стволе скважины однофазный, диаметр ствола скважины постоянный, коэффициент гидравлического трения постоянный, расход потока постоянный, скорость звука в среде постоянная и вязкость жидкости постоянная, то давление "наполнения", измеренное в устье скважины после полного закрытия быстродействующей задвижки, будет расти линейно во времени. Если считать, что быстродействующая задвижка закрывается мгновенно, то давление при таких условиях возрастает во времени так, как показано на фиг.1. Для любой точки А измеренное давление представляет "наполнение" интервала ΔL-скважины выше по течению (в стволе скважины):If the flow in the wellbore is single-phase, the diameter of the wellbore is constant, the coefficient of hydraulic friction is constant, the flow rate is constant, the speed of sound in the medium is constant and the viscosity of the fluid is constant, then the "filling" pressure measured at the wellhead after the quick shutter is completely closed will grow linearly in time. If we assume that the high-speed valve closes instantly, then the pressure under such conditions increases in time as shown in figure 1. For any point A, the measured pressure represents the “filling” of the interval of the ΔL well upstream (in the wellbore):
ΔL=0,5аΔt, (11),ΔL = 0.5aΔt, (11),
где Δt (с) - время. Коэффициент 0,5 введен потому, что импульс давления вначале должен пройти вниз до точки А, а затем вернуться к устью скважины.where Δt (s) is time. A factor of 0.5 was introduced because the pressure impulse must first go down to point A, and then return to the wellhead.
Допущение о постоянстве диаметра ствола скважины может быть ослаблено, для того чтобы продемонстрировать ситуацию, в которой ниже определенной глубины используется труба меньшего диаметра и, таким образом, имеется резкое и существенное ступенчатое изменение диаметра. Рост давления во времени для такого случая показан на фиг.2. Точка В представляет расстояние от устья скважины до места изменения диаметра трубы. Часть волны/импульса давления отражается от точки изменения диаметра и возвращается обратно в устье скважины, приводя к ступенчатому увеличению давления, а другая часть волны/импульса давления передается дальше в ствол скважины. Из-за того, что диаметр ствола скважины ниже точки В становится меньше, градиент потерь напора на трение увеличивается.The assumption that the diameter of the wellbore is constant can be weakened in order to demonstrate a situation in which a pipe of a smaller diameter is used below a certain depth and, thus, there is a sharp and substantial stepwise change in diameter. The increase in pressure over time for such a case is shown in figure 2. Point B represents the distance from the wellhead to where the diameter of the pipe changes. Part of the pressure wave / impulse is reflected from the point of diameter change and returns back to the wellhead, leading to a stepwise increase in pressure, and the other part of the pressure wave / impulse is transmitted further to the wellbore. Due to the fact that the diameter of the wellbore below point B becomes smaller, the gradient of friction head loss increases.
Допущение о постоянстве диаметра ствола скважины может быть ослаблено, чтобы продемонстрировать ситуацию, в которой диаметр трубы уменьшается на определенном интервале. Диаметр трубы уменьшается резко и существенно, остается таким на определенной длине, а затем резко и существенно увеличивается. Рост давления во времени для такого случая показан на фиг.3. Точка С представляет расстояние от устья скважины до места уменьшения диаметра трубы, а точка D представляет расстояние от устья скважины до начала участка с прежним диаметром. Подобное уменьшения диаметра трубы может быть результатом смятия трубы или осаждения твердых веществ на определенном ее участке.The assumption that the diameter of the wellbore is constant can be weakened to demonstrate a situation in which the diameter of the pipe decreases over a certain interval. The diameter of the pipe decreases sharply and significantly, remains so at a certain length, and then sharply and significantly increases. The increase in pressure over time for such a case is shown in Fig.3. Point C represents the distance from the wellhead to the place where the diameter of the pipe decreases, and point D represents the distance from the wellhead to the start of the section with the same diameter. Such a reduction in the diameter of the pipe may be the result of crushing the pipe or the deposition of solids in a certain area.
Допущение о постоянстве коэффициента гидравлического трения может быть ослаблено, чтобы продемонстрировать ситуацию, в которой коэффициент трения увеличивается на определенном участке. Увеличение коэффициента трения вызывает те же эффекты, что и уменьшение диаметра, что следует из уравнения Дарси-Вейсбаха. Увеличение коэффициента трения увеличивает градиент потерь напора на трение на таком участке, как показано на фиг.4. Точка Е представляет расстояние от устья скважины до места, где трение в скважине возрастает, а точка F представляет расстояние от устья скважины до того места, где трение в скважине уменьшается. Следует понимать, что отложение твердых веществ на определенном участке, приводящее к уменьшению диаметра ствола скважины/трубопровода, может сопровождаться изменением коэффициента трения.The assumption of a constant coefficient of hydraulic friction can be weakened to demonstrate a situation in which the coefficient of friction increases in a certain area. An increase in the coefficient of friction causes the same effects as a decrease in diameter, which follows from the Darcy-Weisbach equation. An increase in the coefficient of friction increases the gradient of friction head losses in such a section, as shown in Fig. 4. Point E represents the distance from the wellhead to the point where friction in the well increases, and point F represents the distance from the wellhead to the point where friction in the well decreases. It should be understood that the deposition of solids in a certain area, leading to a decrease in the diameter of the wellbore / pipeline, may be accompanied by a change in the coefficient of friction.
Допущение о постоянстве скорости потока может быть ослаблено, чтобы продемонстрировать эффект дополнительного притока флюида в ствол скважины на определенной глубине. Рост давления во времени для подобной ситуации показан на фиг.5. Точка G представляет расстояние от устья скважины до глубины, где расход потока увеличивается. Расход потока ниже точки G меньше, чем выше нее. Нефтяные и газовые скважины иногда имеют более одной зоны перфорации, а иногда - один или более дополнительный (боковой) ствол или многосторонние ответвления. Флюиды, попадающие в скважину из таких зон и ответвлений, будут увеличивать расход потока, влияя таким образом на профиль давления.The assumption of a constant flow rate can be weakened to demonstrate the effect of additional fluid inflow into the wellbore at a certain depth. The increase in pressure over time for a similar situation is shown in Fig.5. Point G represents the distance from the wellhead to a depth where flow rate increases. The flow rate below the point G is less than above it. Oil and gas wells sometimes have more than one perforation zone, and sometimes one or more additional (lateral) boreholes or multilateral branches. Fluids entering the well from such zones and branches will increase the flow rate, thereby affecting the pressure profile.
Допущение об однофазном потоке и постоянстве скорости звука могут быть совместно ослаблены, чтобы показать эффект протекания многофазного потока в стволе скважины. Вязкость также будет изменяться, но этот эффект далее не обсуждается. Рост давления во времени для подобной ситуации показан на фиг.6. Точка Н представляет расстояние от устья скважины до глубины, на которой поток флюида превращается из однофазного (ниже этой точки), в многофазный (выше этой точки). На этой глубине ствола скважины давление соответствует давлению кипения жидких углеводородов. В зависимости от конкретной ситуации давление "наполнения" скважины от ее устья до точки Н может иметь линейный или нелинейный характер. Эффекты нелинейности возникают из-за свойств смесей газ-жидкость и многофазного потока. Давление "наполнения" ниже точки Н на фиг.6 изменяется линейно, что указывает на однофазный поток и постоянство диаметра ствола скважины.The assumption of a single-phase flow and the constancy of the speed of sound can be jointly weakened to show the effect of the multiphase flow in the wellbore. Viscosity will also vary, but this effect is not discussed further. The increase in pressure over time for a similar situation is shown in Fig.6. Point H represents the distance from the wellhead to the depth at which the fluid flow is converted from single-phase (below this point) to multiphase (above this point). At this depth of the wellbore, the pressure corresponds to the boiling pressure of liquid hydrocarbons. Depending on the specific situation, the pressure of the "filling" of the well from its mouth to point H may be linear or non-linear. Nonlinearity effects occur due to the properties of gas-liquid mixtures and multiphase flow. The “filling” pressure below point H in FIG. 6 varies linearly, which indicates a single-phase flow and a constant borehole diameter.
На фиг.5 расход потока жидких углеводородов изменяется в точке G, a на фиг.6 поток флюидов превращается из однофазного в многофазный в точке Н. Для газлифтных скважин характерны две ситуации. Первая ситуация возникает, когда газ попадает в трубу ствола скважины (через газлифтный клапан), где однофазная жидкость течет снизу, а далее поток газа и жидкости поднимается по трубе до устья скважины. Вторая ситуация возникает, когда газ попадает в трубу ствола скважины (через газлифтный клапан), где многофазная смесь газа и жидкости течет снизу, а обогащенная газом смесь поднимается вверх по трубе до устья скважины. Следует заметить, что оба случая могли бы быть проиллюстрированы графиками, подобными фиг.5 и фиг.6. Исследования давления в газлифтных клапанах могут быть использованы, чтобы определить, какие из нескольких газлифтных клапанов действуют в данный момент.In Fig. 5, the flow rate of the liquid hydrocarbon stream changes at point G, and in Fig. 6, the fluid flow turns from single-phase to multiphase at point N. Two situations are characteristic of gas lift wells. The first situation occurs when gas enters the wellbore pipe (through a gas lift valve), where a single-phase fluid flows from below, and then the gas and fluid flow rises through the pipe to the wellhead. The second situation occurs when gas enters the wellbore pipe (through a gas lift valve), where a multiphase mixture of gas and liquid flows from below, and the gas-enriched mixture rises up the pipe to the wellhead. It should be noted that both cases could be illustrated by graphs similar to FIG. 5 and FIG. 6. Gas lift valve pressure tests can be used to determine which of several gas lift valves is currently in operation.
На фиг.1-6 показано увеличение давления, соответствующее гидравлическому удару, когда быстродействующая задвижка закрывается, в соответствии с изобретением и последующее постепенное увеличение давления "наполнения" в зависимости от времени. На графиках представлены упрощенные ситуации, где точки А-Н представляют для каждого случая определенное расстояние ΔL. Для расчета этого расстояния должны быть известны соответствующие уравнения для потока флюидов и свойства флюидов. Для потока однофазных флюидов с постоянными значениями температуры-давления-объема (ТДО) расчеты являются точными и не представляют сложности. Для потока многофазных жидкостей с переменными значениями ТДО требуются более сложные расчеты.Figure 1-6 shows the increase in pressure corresponding to water hammer when the high-speed valve closes, in accordance with the invention and the subsequent gradual increase in pressure "filling" depending on time. The graphs show simplified situations where points A – H represent for each case a certain distance ΔL. To calculate this distance, the appropriate equations for fluid flow and fluid properties must be known. For a single-phase fluid flow with constant temperature-pressure-volume (TDO) values, the calculations are accurate and not difficult. For the flow of multiphase liquids with variable TDO values, more complex calculations are required.
Следующие шаги описывают, как может быть вычислено расстояние ΔL для частного случая, показанного на фиг.6, где точка Н представляет расстояние до места, в котором давление в стволе скважины соответствует точке кипения:The following steps describe how the distance ΔL can be calculated for the particular case shown in FIG. 6, where point H represents the distance to the point where the pressure in the wellbore corresponds to the boiling point:
1. Выполняется измерение импульса давления и с помощью формулы гидравлического удара вычисляется массовый расход смеси газа и жидкости в устье скважины, а также измеряется температура устья скважины.1. A pressure impulse is measured and, using the hydraulic shock formula, the mass flow rate of the gas-liquid mixture at the wellhead is calculated, and the temperature of the wellhead is measured.
2. Свойства смеси газа и жидкости, текущей в стволе скважины, касающиеся давления-объема-температуры, предполагаются известными из обычной практики эксплуатации нефтяных месторождений на основе измерений и/или выявленных корреляций.2. The properties of the gas-liquid mixture flowing in the wellbore regarding pressure-volume-temperature are assumed to be known from the usual practice of operating oil fields based on measurements and / or correlations identified.
3. Затем моделирование установившегося потока в скважине используется для вычисления давления и температуры на участке скважины от устья скважины в направлении дна скважины, включая определение плотности флюидов и истинного объемного паросодержания.3. Then, steady-state flow modeling in the well is used to calculate pressure and temperature in the well section from the wellhead towards the bottom of the well, including determining fluid density and true volumetric vapor content.
4. Затем вычисляется скорость звука в текущей смеси газа и жидкости по участкам от устья скважины до дна скважины с использованием фундаментальных соотношений и результатов, полученных путем моделирования.4. Then, the speed of sound in the current mixture of gas and liquid is calculated over sections from the wellhead to the bottom of the well using fundamental relationships and the results obtained by modeling.
5. Временная шкала, показанная на фиг.6, преобразуется по участкам в шкалу расстояний с использованием соотношения ΔL= 0,5aΔt.5. The timeline shown in FIG. 6 is converted, in sections, into a distance scale using the relation ΔL = 0.5aΔt.
Вышеуказанные вычисления могут быть выполнены с использованием данных и моделей, варьирующихся от простейших до всесторонних. Более точные данные и модели обеспечивают более точные результаты. Точность вычислений можно улучшить, выполнив дополнительные измерения и получив дополнительную информацию. Например, результаты измерения давления от скважинного датчика могут быть согласованы с приходом импульса давления. Известные положения/глубины мест изменения диаметра трубы и другие параметры оборудованной скважины могут быть согласованы с их появлением в сигнале "наполнения", измеренном в устье скважины. Подобным же образом результаты измерения температуры в скважине могут быть использованы для улучшения точности измерения профилей давления в стволах скважин как для измерений в точках, так и для распределенных измерений.The above calculations can be performed using data and models ranging from simple to comprehensive. More accurate data and models provide more accurate results. The accuracy of the calculations can be improved by performing additional measurements and obtaining additional information. For example, the results of a pressure measurement from a downhole sensor may be consistent with the arrival of a pressure pulse. Known positions / depths of places where the diameter of the pipe changes and other parameters of the equipped well may be consistent with their appearance in the “fill” signal measured at the wellhead. Similarly, the results of temperature measurements in the well can be used to improve the accuracy of measuring pressure profiles in wellbores for both point measurements and distributed measurements.
Распределенные измерения температуры могут выполняться при помощи оптоволоконной технологии. Такие измерения могут быть выполнены снаружи или внутри системы труб через равные интервалы от устья скважины до ее дна. Результаты распределенных измерений температуры находятся в зависимости от пуска и остановки нефтяных и газовых скважин. Температурный профиль в скважине, которая находится в эксплуатации сравнительно долго, будет стабильнее во времени, чем аналогичный профиль в недавно начавшей работать или недавно остановленной скважине (Е. Ivarrud, (1995): Temperature Calculations in Oil Wells (Расчеты температуры в нефтяных скважинах), Engineering Thesis, Department of Petroleum Engineering and Applied Geophysics, Norwegian Institute of Technology, Trondheim). При распределенных измерениях температуры с наружной стороны от системы труб время реакции на изменения температурного профиля внутри системы труб будет больше, чем при прямых измерениях (распределенных измерениях температуры внутри системы труб).Distributed temperature measurements can be performed using fiber optic technology. Such measurements can be performed outside or inside the pipe system at regular intervals from the wellhead to its bottom. The results of distributed temperature measurements are dependent on the start and stop of oil and gas wells. A temperature profile in a well that has been in operation for a relatively long time will be more stable over time than a similar profile in a recently started or recently shut down well (E. Ivarrud, (1995): Temperature Calculations in Oil Wells, Engineering Thesis, Department of Petroleum Engineering and Applied Geophysics, Norwegian Institute of Technology, Trondheim). With distributed temperature measurements on the outside of the pipe system, the reaction time to changes in the temperature profile inside the pipe system will be longer than with direct measurements (distributed temperature measurements inside the pipe system).
Комбинация измерений профиля давления в стволе скважины, импульса давления и распределенных измерений температуры обеспечивает информацию, идентичную той, которая может быть получена с использованием приборов для геофизических исследований в скважинах (ПГИ).The combination of measurements of the pressure profile in the wellbore, pressure pulse and distributed temperature measurements provides information identical to that which can be obtained using instruments for geophysical research in wells (PIP).
ПримерыExamples
Практические тесты/измерения импульсов давления были выполнены в многофазных скважинах на платформах А и В в Осеберге и Гуллфаксе, находящихся в Северном море. Тесты/измерения показали, что теоретические выкладки, основанные на формуле Жуковского (для гидравлического удара), уравнении Дарси-Вейсбаха (для "наполнения" трубопровода) и уравнении Вуда (для распространения волны), применимы в соответствующих ситуациях.Practical tests / measurements of pressure pulses were performed in multiphase wells on platforms A and B in Oseberg and Gullfax located in the North Sea. Tests / measurements showed that theoretical calculations based on the Zhukovsky formula (for water hammer), the Darcy-Weisbach equation (for “filling” the pipeline), and the Wood equation (for wave propagation) are applicable in appropriate situations.
Тесты на морских платформах показали, что давление "наполнения", измеренное в устье скважины, несет в себе больше информации, чем массовый расход и плотность смеси, что было ранее запатентовано Гудмундссоном (патенты Норвегии № 174643 и № 300437). Дополнительная информация, получаемая из давления "наполнения", включает эффекты, показанные на фиг.2-6, и другие эффекты, представляющие интерес при мониторинге и каротаже в нефтяных и газовых скважинах.Tests on offshore platforms showed that the “filling” pressure measured at the wellhead carries more information than the mass flow rate and density of the mixture, which was previously patented by Gudmundsson (Norwegian patents No. 174643 and No. 300437). Additional information obtained from the “fill” pressure includes the effects shown in FIGS. 2-6 and other effects of interest in monitoring and logging in oil and gas wells.
Были изучены два случая "наполнения" для иллюстрации настоящего изобретения. Модели, разработанные и проверенные для использования в нефтяной промышленности, были применены для расчета давления "наполнения" в каждом из случаев.Two cases of “filling” were studied to illustrate the present invention. Models developed and tested for use in the oil industry were used to calculate the “filling” pressure in each case.
Пример 1Example 1
В первом случае рассматривается морская нефтяная скважина, работающая в условиях, типичных для Северного моря, с переходом к многофазному потоку, схематически показанным на фиг.6. Величина гидравлического удара и "наполнение" были рассчитаны для морской скважины при следующих условиях:In the first case, an offshore oil well is considered operating under conditions typical of the North Sea, with the transition to a multiphase flow, schematically shown in Fig.6. The magnitude of water hammer and “filling” were calculated for an offshore well under the following conditions:
Давление в устье скважины 90 бар.
Расход потока смеси 2600 м3/сутки (25,58 кг/с).The flow rate of the mixture is 2600 m3 / day (25.58 kg / s).
Плотность смеси 850 кг/м3.The density of the mixture is 850 kg / m 3 .
Скорость смеси в устье скважины 1,8 м/с.The velocity of the mixture at the wellhead is 1.8 m / s.
Скорость звука в смеси в устье скважины 350 м/с.The speed of sound in the mixture at the wellhead is 350 m / s.
Величина гидравлического удара в устье скважины 5,36 бар.The magnitude of the hydraulic shock at the wellhead is 5.36 bar.
Полная длина 4500 м.Full length 4500 m.
Диаметр скважины 0,127 м.Well diameter 0.127 m.
Коэффициент трения 0,020.The coefficient of friction is 0.020.
На основе результатов моделирования установившегося потока в скважине и уравнения Вуда была оценена скорость звука в смеси газа и жидкости от устья скважины в направлении ее дна. Профиль скорости звука, представленный на фиг.7, показывает, что скорость звука возрастает от 350 м/с в устье скважины до 730 м/с на глубине 1820 метров, где давление соответствует точке кипения. На основе результатов моделирования коротких импульсов давления были оценены "наполнение" и гидравлический удар, показанные на фиг.8. Скважина была вертикальной до глубины 2000 метров и отклоненной (в горизонтальном направлении) до глубины 2650 метров при полной длине скважины 4500 метров.Based on the results of modeling the steady flow in the well and the Wood equation, the speed of sound in a mixture of gas and liquid from the wellhead in the direction of its bottom was estimated. The sound velocity profile shown in FIG. 7 shows that the sound velocity increases from 350 m / s at the wellhead to 730 m / s at a depth of 1820 meters, where the pressure corresponds to the boiling point. Based on the simulation results of short pressure pulses, “filling” and water hammer were shown in FIG. 8. The well was vertical to a depth of 2000 meters and deviated (in the horizontal direction) to a depth of 2650 meters with a total well length of 4500 meters.
На фиг.8 показано, что давление в устье скважины составляет 90 бар с момента начала отсчета времени до приблизительно 2,5 секунд. Затем быстродействующая задвижка закрывается в течение примерно 0,5 секунды, так что в момент времени 3 секунды задвижка закрыта полностью, а давление гидравлического удара достигает 95,36 бар. После этого давление "наполнения" нарастает постепенно, а затем нарастает более быстро около момента времени 6,5 секунд, когда происходит переход от многофазного к однофазному потоку, соответствующий глубине, на которой давление в скважине равно давлению точки кипения. Для еще больших глубин давление "наполнения" растет линейно во времени, что указывает на протекание однофазного потока в стволе скважины постоянного диаметра.On Fig shows that the pressure at the wellhead is 90 bar from the start of the countdown to approximately 2.5 seconds. Then, the high-speed valve closes for about 0.5 seconds, so that at a time of 3 seconds the valve is fully closed and the pressure of the water hammer reaches 95.36 bar. After that, the “filling” pressure builds up gradually, and then builds up more quickly around the time point of 6.5 seconds, when the transition from multiphase to single-phase flow occurs, corresponding to the depth at which the pressure in the well is equal to the pressure of the boiling point. For even greater depths, the “filling” pressure increases linearly in time, which indicates the flow of a single-phase flow in a borehole of constant diameter.
Давление "наполнения", показанное на фиг.8, может быть связано с глубиной скважины путем моделирования. Связь между глубиной скважины и временем показана на фиг.9. Таким образом, выполняя измерения импульса давления в стволе скважине, можно рассчитать профиль изменения давления в стволе скважины в зависимости от глубины. Измерения импульса давления в устье скважины дают давление "наполнения" в зависимости от времени, а моделирование дает профиль давления в стволе скважине в зависимости от глубины.The “fill” pressure shown in FIG. 8 may be related to well depth by simulation. The relationship between well depth and time is shown in FIG. 9. Thus, by measuring the pressure pulse in the wellbore, it is possible to calculate the profile of the pressure change in the wellbore depending on the depth. Measurements of the pressure impulse at the wellhead give the “filling” pressure as a function of time, and the simulation gives the pressure profile in the wellbore as a function of depth.
Пример 2Example 2
Во втором примере рассматривается горизонтальная труба выкидной линии / трубопровода, несущая многофазную смесь газа и жидкости, где твердые отложения сужают сечение потока на определенном участке. Параметры гидравлического удара и "наполнения" линии/трубопровода были рассчитаны для многофазной смеси газ-жидкость, текущей в такой горизонтальной трубе. Предполагаются следующие условия:In the second example, we consider a horizontal flow line pipe / pipeline carrying a multiphase mixture of gas and liquid, where solid deposits narrow the flow cross section in a certain section. Water hammer and “fill” line / pipe parameters were calculated for a multiphase gas-liquid mixture flowing in such a horizontal pipe. The following conditions are assumed:
Длина выкидной линии/трубопровода 2 км.The length of the flow line / pipeline is 2 km.
Внутренний диаметр 0,1024 м.Inner diameter 0.1024 m.
Плотность нефти 850 кг/м3.The density of oil is 850 kg / m 3 .
Удельная масса газа 0,8 (-).The specific gravity of the gas is 0.8 (-).
Средняя скорость звука в смеси 250 м/с.The average speed of sound in a mixture is 250 m / s.
Давление на входе 35 бар.Inlet pressure 35 bar.
Коэффициент трения 0,023 (-).The coefficient of friction is 0.023 (-).
Средняя температура 40°С.The average temperature is 40 ° C.
Соотношение газ/нефть 400 scf/STB.The gas / oil ratio is 400 scf / STB.
Общий расход потока 8 кг/с.The total flow rate of 8 kg / s.
На фиг.10 показана труба выкидной линии/трубопровода с твердыми отложениями, использованная для расчетов. Поток направлен слева направо; давление на выходе, рассчитанное для многофазного потока смеси газ-жидкость, равно 30 барам. Быстродействующая задвижка находится на выходном конце трубопровода с низким давлением и предполагается, что задвижка закрывается за 1 секунду. Быстродействующая задвижка с гидравлическим приводом может быть закрыта примерно за одну десятую секунды. Большая часть задвижек в нефтяной отрасли, приводимых в действие вручную, может быть закрыта за пару секунд, однако основное перекрытие происходит после прохождения задвижкой около 80% хода.Figure 10 shows the pipe flow line / pipe with solid deposits, used for calculations. The flow is directed from left to right; the outlet pressure calculated for a multiphase gas-liquid mixture stream is 30 bar. The high-speed valve is located at the outlet end of the low-pressure pipeline and it is assumed that the valve closes in 1 second. A quick-acting hydraulically actuated gate valve can be closed in about one tenth of a second. Most of the manually operated gate valves in the oil industry can be closed in a couple of seconds, however, the main overlap occurs after the valve has passed about 80% of the stroke.
На фиг.10 показано, что твердые отложения расположены в трубе на некотором расстоянии от запирающей задвижки. Толщина отложений растет первые 100 метров (диаметр трубы уменьшается с 10,24 см до 9,84 см) и далее остается постоянной на длине 300 метров (диаметр 9,84 см), а затем уменьшается последние 100 метров (диаметр увеличивается с 9,84 см до 10,24 см). Импульс давления распространяется в выкидной линии/трубопроводе от быстродействующей задвижки вверх по течению потока.Figure 10 shows that solid deposits are located in the pipe at some distance from the locking valve. The thickness of the deposits increases the first 100 meters (the pipe diameter decreases from 10.24 cm to 9.84 cm) and then remains constant over a length of 300 meters (diameter 9.84 cm), and then the last 100 meters decreases (the diameter increases from 9.84 cm to 10.24 cm). The pressure pulse propagates in the flow line / pipe from the high-speed valve upstream.
Величина гидравлического удара и давление "наполнения", показанные на фиг.11, рассчитаны для выкидной линии/трубопровода при предполагаемом расходе 8 кг/с. Первоначальный рост давления от 30 бар до примерно 32,5 бар является гидравлическим ударом, а более плавно растущее давление является давлением "наполнения" линии/трубопровода. Опыт эксплуатации месторождений А и В в Осеберге и Гуллфаксе показал, что величина гидравлического удара и давление "наполнения" могут быть легко измерены доступными датчиками давления.The magnitude of the water hammer and the “filling” pressure shown in FIG. 11 are calculated for a flow line / pipeline at an estimated flow rate of 8 kg / s. An initial pressure increase from 30 bar to about 32.5 bar is a water hammer, and a more smoothly rising pressure is the “fill” line / pipe pressure. Field experience in Oseberg and Gullfax fields A and B has shown that water hammer and “fill” pressure can be easily measured with available pressure sensors.
Расчеты, проиллюстрированные на фиг.11, были выполнены для отложений, расположенных в 500-1000 метрах вверх по течению потока от быстродействующей задвижки. Гидравлический удар и давление "наполнения" показаны на фиг.11 вместе с давлением "наполнения" для чистой (без твердых отложений) трубы выкидной линии / трубопровода. График показывает, как твердые отложения, имеющиеся в трубе на протяжении 500 метров, влияют на давление "наполнения" в 2-х километровой трубе выкидной линии/трубопровода.The calculations illustrated in Fig. 11 were performed for deposits located 500-1000 meters upstream from the high-speed valve. Water hammer and “fill” pressure are shown in FIG. 11 together with “fill” pressure for a clean (without solid deposits) flow line / pipe pipe. The graph shows how the solid deposits present in the pipe over 500 meters affect the "filling" pressure in the 2 km pipe of the flow line / pipeline.
Анализ давления "наполнения", показанного на фиг.11, делает возможным обнаружение твердых отложений, оценку их толщины и общей длины. Такой анализ включает измерение массового расхода при помощи запатентованного Гудмундссоном испытания с использованием импульсов давления (патент Норвегии №300437).An analysis of the “filling” pressure shown in FIG. 11 makes it possible to detect solid deposits, evaluate their thickness and overall length. Such analysis includes mass flow measurement using Goodmundsson's patented pressure pulse test (Norwegian patent No. 300437).
Таким образом, способ в соответствии с настоящим изобретением эффективен для измерений профиля давления в скважинах, несущих многофазные смеси, однофазные жидкости и однофазный газ. Этот способ также эффективен при выполнении измерений давления в выкидных линиях (различных трубах, соединяющих скважины и подводные опорные плиты и далее идущих к платформам, а также трубах, идущих от устья скважины до пункта переработки, и т.д.) и трубопроводах (большей длины).Thus, the method in accordance with the present invention is effective for measuring the pressure profile in wells carrying multiphase mixtures, single-phase fluids and single-phase gas. This method is also effective when performing pressure measurements in flow lines (various pipes connecting wells and submarine base plates and then going to platforms, as well as pipes going from the wellhead to the processing point, etc.) and pipelines (longer )
Способ может быть использован для обнаружения и контроля изменений свойств ствола скважины/выкидной линии/трубопровода, связанных с протеканием потока флюидов, включая изменения эффективного диаметра потока, гидравлического трения, расхода потока, состава флюида и т.д. Такие изменения могут быть использованы при анализе состояния скважины/выкидной линии/трубопровода.The method can be used to detect and control changes in the properties of the wellbore / flow line / pipeline associated with the flow of the fluid, including changes in the effective diameter of the flow, hydraulic friction, flow rate, fluid composition, etc. Such changes can be used to analyze the state of the well / flow line / pipeline.
Способ может применяться в сочетании с распределенными измерениями температуры для одновременного измерения профилей температуры и давления в стволах скважин, при этом в сочетании с измерением расхода потока с использованием импульса давления способ дает информацию, аналогичную получаемой с помощью обычных приборов для геофизических исследований в скважинах.The method can be used in combination with distributed temperature measurements to simultaneously measure temperature and pressure profiles in wellbores, while in combination with measuring the flow rate using a pressure pulse, the method provides information similar to that obtained using conventional instruments for geophysical research in wells.
Хотя наиболее полную информацию можно получить, проводя измерения во время и после полного перекрытия потока, достаточно много информации можно также получить, если задвижка закрывается только частично, что может быть легче реализовано в производственных условиях.Although the most complete information can be obtained by taking measurements during and after the flow is completely shut off, a lot of information can also be obtained if the valve is only partially closed, which can be more easily implemented in a production environment.
Несмотря на то, что некоторые предпочтительные варианты осуществления изобретения были описаны при помощи примеров и ссылок на чертежи, возможные модификации изобретения очевидны для специалистов. Таким образом, изобретение не ограничивается описанными вариантами его осуществления и может быть модифицировано в рамках концепции и объема изобретения, определенных формулой изобретения.Although some preferred embodiments of the invention have been described using examples and reference to the drawings, possible modifications of the invention are obvious to those skilled in the art. Thus, the invention is not limited to the described variants of its implementation and can be modified within the concept and scope of the invention defined by the claims.
Claims (12)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003107823/03A RU2263210C2 (en) | 2000-09-22 | 2000-09-22 | Method for pressure profile determination in well bore, discharge lines and in pipelines and determination method implementation (variants) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003107823/03A RU2263210C2 (en) | 2000-09-22 | 2000-09-22 | Method for pressure profile determination in well bore, discharge lines and in pipelines and determination method implementation (variants) |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003107823A RU2003107823A (en) | 2004-09-20 |
| RU2263210C2 true RU2263210C2 (en) | 2005-10-27 |
Family
ID=35864395
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003107823/03A RU2263210C2 (en) | 2000-09-22 | 2000-09-22 | Method for pressure profile determination in well bore, discharge lines and in pipelines and determination method implementation (variants) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2263210C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7614296B2 (en) | 2006-06-09 | 2009-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and device for fluid flow parameters determination |
| WO2010062208A1 (en) * | 2008-11-28 | 2010-06-03 | Schlumberger Canada Limited | Method for estimation of sagd process characteristics |
| RU2812791C1 (en) * | 2023-05-03 | 2024-02-02 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for determining the volume of deposits in a horizontal pipeline section |
-
2000
- 2000-09-22 RU RU2003107823/03A patent/RU2263210C2/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГАБДУЛЛИН Т.Г. Оперативное исследование скважин. М.: Недра, 1981, с.174-178. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7614296B2 (en) | 2006-06-09 | 2009-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and device for fluid flow parameters determination |
| WO2010062208A1 (en) * | 2008-11-28 | 2010-06-03 | Schlumberger Canada Limited | Method for estimation of sagd process characteristics |
| CN102272418A (en) * | 2008-11-28 | 2011-12-07 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | Method for estimation of sagd process characteristics |
| US8756019B2 (en) | 2008-11-28 | 2014-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method for estimation of SAGD process characteristics |
| CN102272418B (en) * | 2008-11-28 | 2014-09-17 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | Method for estimation of sagd process characteristics |
| RU2812791C1 (en) * | 2023-05-03 | 2024-02-02 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for determining the volume of deposits in a horizontal pipeline section |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2423265C (en) | Method for determining pressure profiles in wellbores, flowlines and pipelines, and use of such method | |
| AU2001210643A1 (en) | Method for determining pressure profiles in wellbores, flowlines and pipelines, and use of such method | |
| US8347958B2 (en) | Systems and methods for distributed interferometric acoustic monitoring | |
| RU2160888C2 (en) | Process determining rate of flow of fluid medium | |
| US8770283B2 (en) | Systems and methods for distributed interferometric acoustic monitoring | |
| GB2457278A (en) | Detection of deposits in pipelines by measuring vibrations along the pipeline with a distributed fibre optic sensor | |
| Scott et al. | Evaluation of the backpressure technique for blockage detection in gas flowlines | |
| Thiberville et al. | Evaluation of software-based early leak-warning system in Gulf of Mexico subsea flowlines | |
| Santos et al. | Use of fiber-optic information to detect and investigate the gas-in-riser phenomenon | |
| Scott et al. | Flow testing methods to detect and characterize partial blockages in looped subsea flowlines | |
| Ling et al. | A new method for leak detection in gas pipelines | |
| Gudmundsson et al. | Gas-liquid metering using pressure-pulse technology | |
| RU2263210C2 (en) | Method for pressure profile determination in well bore, discharge lines and in pipelines and determination method implementation (variants) | |
| Chen et al. | Pressure-wave propagation technique for blockage detection in subsea flowlines | |
| Sharma et al. | Fiber-Optic DAS and DTS for monitoring riser gas migration | |
| Collins et al. | Evolution of wet gas Venturi metering and wet gas correction algorithms | |
| Shetty et al. | Experimental study on sand detection and monitoring using distributed acoustic sensing for multiphase flow in horizontal pipes | |
| Dinis et al. | Leak detection in liquid subsea flowlines with no recorded feed rate | |
| Gudmundsson et al. | Detection and monitoring of deposits in multiphase flow pipelines using pressure pulse technology | |
| Zhang et al. | Impact of fluid flow and thermodynamic wax models on multiphase wax deposition simulation | |
| Scott et al. | Detection of critical flow leaks in deepwater gas flowlines | |
| Edrisi et al. | Mechanistic leak-detection modeling for single gas-phase pipelines: lessons learned from fit to field-scale experimental data | |
| Gudmundsson et al. | Pressure pulse analysis of flow in tubing and casing of gas lift wells | |
| Ling et al. | A new method to detect partial blockage in gas pipelines | |
| McCoy et al. | Acoustic liquid level testing of gas wells |