Способ и устройство для определения расхода жидкости

1 Настоящее изобретение относится к способу и устройству для определения расхода жидкости. Изобретение относится, в частности,к определению расхода текучей среды (в дальнейшем называемой просто жидкостью) в канале или трубе путем измерения во времени изменения профиля распределения температуры в оптическом стекловолокне. По изменению во времени температуры оптического волокна удельный массовый расход жидкости в трубе можно определить, зная соответствующие постоянные величины (константы). К таким постоянным величинам, наиболее важным из которых является время, относятся также различные линейные размеры и величины, характеризующие тепловые процессы, такие как температура, проводимость и удельная теплоемкость. Информация об удельном массовом расходе жидкости необходима для эффективного управления нефтяными скважинами и другими системами подобного типа. Очевидно, что максимально быстрое получение надежной информации о производительности скважины не только обеспечивает возможность эффективного управления скважиной. Наличие такой информации не только позволяет регулировать дебит скважины и оптимизировать режим ее работы,но и обеспечивает возможность быстрой диагностики возникающих или возможных проблем и быстрого принятия соответствующих мер при возникновении той или иной опасной ситуации. Резкие изменения расхода могут потребовать оперативного вмешательства в работу скважины для ее нормального функционирования. В результате исследований, проведенных в течение последних 25 лет, было установлено,что для определения удельного массового расхода жидкости можно использовать различные тепловые данные и на основании этих данных эффективно управлять нефтяными скважинами и другими подобными системами. Соответствующую информацию об этом можно найти в статье "Use of the Temperature Log for Determining Flow Rates in Producing Wells", Curtis M.R. иTransmission", Ramey H., J. Pet. Tech., апрель 1962, предложили новый способ вычисления массового удельного расхода жидкости в стволе скважине, являющегося функцией распределения температуры. На практике, однако, в такой очень важной с экономической и коммерческой точек зрения области техники, как добыча нефти и газа, для определения удельного массового расхода жидкости в стволе добывающих или нагнетательных скважин измерения внутри скважины обычно выполняют с помощью одного или нескольких расходомеров с вертушкой или трубок Вентури, которые размещают в одном или в 2 нескольких местах внутри колонны скважины. Используемые в этом случае измерительные устройства либо стационарно устанавливают внутри скважины, либо опускают на вспомогательном канате в соответствующее место скважины. Такие используемые в настоящее время для измерения расхода устройства обладают хорошо известными недостатками. Расходомер с вертушкой обычно опускается в скважину на вспомогательном канате. При этом скважину приходится закрывать на довольно продолжительное время, в течение которого нужно поднять из скважины расположенное в ней оборудование и опустить в скважину расходомер вместе с измерительным кабелем, что может так или иначе отрицательно сказаться на работоспособности скважины. Измерения расхода в этом случае производятся достаточно редко и позволяют получить информацию только о мгновенных параметрах потока протекающей через скважину жидкости. Для непрерывного получения информации о потоке протекающей через скважину жидкости необходимо использовать стационарно установленные в скважине измерительные устройства. Основное преимущество, связанное с использованием стационарного установленного в скважине измерительного устройства, заключается в том, что оно позволяет более эффективно управлять работой добывающей скважины. Расходомер, выполненный в виде трубки Вентури, предназначенной для измерения перепада давления жидкости, протекающей через отверстие определенного диаметра, и позволяющий непрерывно измерять расход жидкости,также имеет определенные недостатки. Вопервых, установка в скважину измерительной шайбы с отверстием определенного диаметра уменьшает внутренний диаметр скважины. Вовторых, работа такого расходомера основана на использовании двух отдельных высокоточных датчиков давления, выходные параметры которых меняются с течением времени. В-третьих,для получения точных результатов в течение продолжительного времени трубку Вентури приходится периодически калибровать, прокачивая через расходомер жидкость с фиксированной плотностью. По указанным выше, а также и по другим причинам уже в течение долгого времени существует необходимость в разработке более совершенных способов контроля удельного массового расхода протекающей через скважину жидкости. Предлагаемая система измерения расхода основана на использовании расположенной на поверхности земли оптоэлектронной системы,связанной с находящимися в скважине волоконно-оптическими датчиками. Такая система измерений расхода исключает необходимость в использовании опущенных в скважину элек 3 тронных средств измерений, а для получения всей необходимой информации о температуре и давлении в ней используются волоконнооптические датчики, способные выдерживать температуру вплоть до 250 С и выше. Как минимум, в течение 15 лет известно,что, используя оптическое волокно, можно получить достоверную информацию о распределении температуры в скважине (см., например,GB 2122337 и ЕР 0213872). В результате проведенных исследований было установлено, что использование датчика, выполненного в виде оптического волокна(или волоконнооптического датчика), позволяет получить тепловые данные, которые могут быть положены в основу простого, легко реализуемого на практике и эффективного способа определения удельного массового расхода жидкости. Обычно тепловые данные получают следующим образом. В изготовленный из стекловолокна волновод лазером посылается световой импульс. При прохождении импульса света по волноводу в каждой по длине волновода точке из-за тепловых колебаний молекул происходит отражение светового сигнала, и отраженный сигнал передается обратно по волокну в направлении источника светового импульса. Отраженный свет отделяется в оптроне от оптического стекловолокна и попадает в детектор. По задержке времени, проходящего от момента подачи светового импульса до момента его регистрации детектором, и по известной скорости света в оптическом стекловолокне можно вычислить расстояние по длине волокна от источника света до точки отражения. Амплитуда принятого детектором светового импульса, которая определяется колебаниями молекул в точке отражения светового импульса, возрастает с повышением температуры. При измерении отраженного света в течение промежутка времени, соответствующего времени прохождения импульса света по всей длине оптического стекловолокна и обратно, по выходному сигналу детектора можно достаточно точно определить распределение температуры по всей длине волокна. В настоящем изобретении, которое направлено на устранение недостатков, присущих известным способам определения расхода жидкости в скважине, предлагаются новый способ и устройство для определения расхода жидкости,основанные на использовании протяженного волоконно-оптического датчика. Было установлено, что система измерений с одним оптическим датчиком и расположенным внутри скважины или рядом с ней оптическим волокном позволяет получить достаточное количество тепловой информации для определения удельного массового расхода добываемой в скважине жидкости (текучей среды) практически мгновенно, в любой момент времени, при необходимости, по существу, непрерывно, без какого 003769 4 либо влияния на производительность и работоспособность скважины. Предлагаемые в настоящем изобретении способ и устройство подробно рассмотрены в приведенном ниже описании. В объем изобретения включены все рассмотренные в описании варианты его осуществления в соответствии с отдельными либо объединенными в различных сочетаниях с друг с другом отличительными признаками. В одном из вариантов изобретения, в частности, предлагается способ определения удельного массового расхода жидкости в трубе, расположенной в тепловом стоке, температура которого отличается от температуры жидкости,при этом получают данные о профиле распределения температуры протекающей по трубе жидкости, используя для этого оптические данные,полученные на участке длины находящегося в тепловом контакте с жидкостью оптического стекловолокна, получают данные о профиле распределения температуры теплового стока,расположенного вокруг трубы, и вычисляют удельный массовый расход жидкости в трубе,используя для этого полученные данные о профиле распределения температуры жидкости и теплового стока и измеренные параметры теплопередачи. Соответственно предлагаемое в изобретении устройство для определения удельного массового расхода жидкости в трубе, расположенной в тепловом стоке, температура которого отличается от температуры жидкости, имеет оптическое стекловолокно определенной длины,находящееся в тепловом контакте с жидкостью,устройство для получения данных о профиле распределения температуры протекающей по трубе жидкости на основании оптических данных, полученных на находящемся в тепловом контакте с жидкостью участке оптического стекловолокна, и устройство для вычисления удельного массового расхода жидкости в трубе на основании полученных данных о профиле распределения температуры жидкости, о профиле распределения температуры теплового стока, расположенного вокруг трубы, и измеренных параметров теплопередачи. В соответствии еще с одним аспектом настоящего изобретения в нем предлагается способ контроля меняющихся во времени удельных массовых расходов жидкостей, протекающих через контролируемый участок расположенной под землей трубы, предусматривающий контроль удельных массовых расходов во время калибровки и в рабочем режиме (в течение которого выполняются отдельные или все этапы калибровки), при этом а) размещают предназначенное для измерения распределения температуры устройство,имеющее оптическое стекловолокно, проходящее вдоль контролируемого участка расположенной под землей трубы в тепловом контакте с 5 протекающей по трубе жидкостью и/или с самой трубой, а также имеющее устройство для пропускания света по оптическому стекловолокну на указанном участке трубы, для приема выходящего из оптического стекловолокна света и для построения на основании температурных данных и пространственных характеристик выходящего из оптического стекловолокна света в виде совокупности точек профиля распределения температуры оптического стекловолокна на контролируемом участке расположенной под землей трубы,б) определяют естественный профиль распределения геотермальной температуры на контролируемом участке трубы (т.е. профиль распределения температуры без нагревания или охлаждения оптического стекловолокна протекающей по трубе жидкостью),в) через контролируемый участок трубы пропускают жидкость, расход которой контролируют,г) во время калибровки 1) в течение некоторых интервалов времени измеряют фактические удельные массовые расходы жидкости в контролируемом участке трубы,2) в течение этих интервалов времени получают профили распределения температуры на контролируемом участке трубы путем пропускания света по оптическому стекловолокну и соответствующей обработки температурных данных и пространственных характеристик света, выходящего из оптического стекловолокна на контролируемом участке трубы,3) соотносят величины измеренных на этапе 1) расходов с полученными на этапе 2) профилями распределения температуры с получением в итоге данных калибровки и, в первую очередь, зависящих от времени параметров, по которым измеряющее температуру устройство калибруют в величинах удельного массового расхода жидкости,д) в рабочем режиме измеряют профиль распределения температуры на контролируемом участке трубы с помощью устройства для измерения распределения температуры и на основании его с использованием данных калибровки,полученных во время калибровки, получают данные об удельном массовом расходе жидкости в контролируемом участке трубы. Соответственно предлагаемое в настоящем изобретении устройство для контроля удельных массовых расходов жидкостей, протекающих в разных количествах через контролируемый участок расположенной под землей трубы, имеет а) предназначенное для измерения распределения температуры устройство, включающее оптическое стекловолокно, проходящее вдоль контролируемого участка расположенной под землей трубы в тепловом контакте с протекающей по трубе жидкостью и/или с самой трубой,а также включающее устройство для пропуска 003769 6 ния света по оптическому стекловолокну на участке расположенной под землей трубы, для приема выходящего из оптического стекловолокна света и для построения на основании температурных данных и пространственных характеристик выходящего из оптического стекловолокна света в виде совокупности точек профиля распределения температуры оптического стекловолокна на контролируемом участке расположенной под землей трубы,б) устройство для определения естественного профиля распределения геотермальной температуры на контролируемом участке трубы(т.е. профиля распределения температуры без нагревания или охлаждения оптического стекловолокна со стороны трубы),в) необязательно устройство для измерения фактических удельных массовых расходов жидкости в течение определенных интервалов времени в процессе калибровки,г) устройство для соотнесения измеренных устройством а) профилей распределения температуры с фактическими удельными массовыми расходами жидкости с получением в итоге данных калибровки, по которым измеряющее температуру устройство калибруют в величинах удельного массового расхода жидкости,д) устройство для измерения профиля распределения температуры на контролируемом участке трубы с помощью устройства для измерения распределения температуры и получения с использованием данных калибровки, полученных устройством г), данных об удельном массовом расходе жидкости в контролируемом участке трубы. Хотя описанные выше способ и устройство, предлагаемые в настоящем изобретении,основаны на использовании для определения расхода жидкости профиля распределения температуры на контролируемом участке трубы,теоретически возможно также получение необходимых для определения расхода эффективных данных по результатам измерений температуры только в одной точке. На практике, однако, температуру предпочтительно измерять в большом количестве точек по длине контролируемого участка трубы, поскольку получаемые в этом случае результаты не будут существенно зависеть от одних из множества данных. При измерении одного и того же удельного массового расхода жидкости в нескольких точках и, прежде всего, в том случае, когда речь идет о подземной скважине, конечный результат получают путем усреднения, и в этом случае он в существенно меньшей степени зависит от локальных отклонений параметров от параметров идеальной модели. Наиболее предпочтительные из всех предлагаемых в изобретении вариантов способа основаны на проведении множества измерений в каждой из множества точек трубы. 7 Различные предпочтительные и необязательные варианты осуществления изобретения подробно рассмотрены в приведенном ниже описании. В этом описании, однако, не рассматриваются те этапы предлагаемого в изобретении способа и те элементы предлагаемого в нем устройства, которые хорошо известны специалистам-нефтяникам и специалистам, занимающимся аналогичного рода исследованиями и разработкой подобных технологических процессов. В качестве примера можно назвать процедуру определения градиента геотермальной температуры, которая может быть выполнена любым известным или каким-либо новым способом и которая поэтому в дальнейшем не рассматривается. В одном из вариантов изобретения волоконно-оптический датчик распределения температуры размещается в стволе скважины внутри теплопроводящей трубы, которая соответствующим образом заделана или связана с прочной сплошной несущей конструкцией, расположенной за пределами того участка ствола скважины, в котором используется оптическое стекловолокно. Такой несущей конструкцией может,например, служить труба, по которой протекает жидкость, для определения удельного массового расхода которой и используется предлагаемое в изобретении устройство. Такой трубой может служить обсадная колонна нефтяной скважины или ее лифтовая (насосно-компрессорная) колонна либо любая другая являющаяся частью оборудования скважины труба, для которой необходимо знать расход протекающей через нее жидкости. Трубу можно заполнить теплопроводящей жидкостью, обеспечивающей во время измерений тепловой контакт между оптическим стекловолокном и трубой, предпочтительно между оптическим стекловолокном и жидкостью, измерение расхода которой осуществляется с помощью этого стекловолокна. Удельный массовый расход жидкости определяется по заданным алгоритмам и профилю распределения температуры жидкости. В первую очередь, настоящее изобретение предназначено для вычисления удельного массового расхода в нефтяных, водозаборных и газовых скважинах при различном сочетании текучих сред, а также в водяных нагнетательных скважинах. Из всех возможных методов определения удельного массового расхода жидкости по измерениям температуры наиболее предпочтительными для предлагаемого в настоящем изобретении способа являются два. В первом из этих методов расход вычисляется исходя из тепловых характеристик текучей среды (жидкости), протекающей через массивные подземные образования, которые имеют свою определенную естественную температуру и выполняют роль тепловых стоков. Под "есте 003769 8 ственной температурой" подразумевается температура подземного образования при отсутствии всякого воздействия на него со стороны протекающей по проходящей через это образование трубе нагревающей или охлаждающей жидкости. Обычно в вертикальной скважине температура с увеличением глубины возрастает более или менее линейно, что позволяет с достаточной для определения расхода предлагаемым в изобретении способом считать линейным изменение геотермальной температуры. Протекающая по трубе жидкость, обладающая определенной теплопроводностью, нагревается или охлаждается. Температура в любой точке трубы зависит от тепловых свойств жидкости, оборудования (обсадной колонны и расположенных внутри облицованного ствола скважины различных устройств, включая скважинные предохранительные клапаны, уплотнители и циркуляционные клапаны) и окружающего трубу подземного пласта, и определяется расходом жидкости, ее давлением, объемом, температурой,определенной в соответствии с параметрами термодинамического состояния жидкости, илиPVT-температурой,эффектом ДжоуляТомпсона, потерями трения, и может меняться во времени. Было установлено, что начиная с определенной расположенной на некоторой глубине внутри скважины точки, которая может являться точкой, в которой в скважину попадает текучая среда (жидкость), находящаяся в тепловом равновесии с окружающими скважину пластами, профиль температуры жидкости над этой точкой (когда жидкость поднимается вверх и проходит через тепловой сток, температура которого по мере подъема жидкости снижается) имеет форму кривой, которая асимптотически приближается к прямой линии, параллельной профилю изменения геотермальной температуры, т.е. кривая изменения температуры жидкости проходит параллельно кривой изменения геотермальной температуры, но смещена от нее на некоторую величину. Фактическая форма кривой изменения температуры жидкости определяется тепловыми свойствами системы, массовым расходом жидкости, трением, эффектом Джоуля-Томпсона и параметрами термодинамического состояния жидкости(PVTсвойствами) (см., в частности, указанную выше работу Curtis и Witterholt, SPE 4637, в которой при необходимости можно найти более подробную информацию по этому вопросу). Соответствующий алгоритм для этого первого предпочтительного метода определения удельного массового расхода жидкости по температуре имеет следующий вид:Gg означает градиент геотермальной температуры,Tge означает геотермальную температуру в точке входа жидкости в трубу,Tfe означает температуру жидкости на входе в трубу,Z означает расстояние от точки входа жидкости в трубу до точки измерений,Q означает удельный массовый расход жидкости,f означает плотность жидкости,Cf означает удельную теплоемкость жидкости,kh означает удельную теплопроводность пласта, через который проходит труба,U означает общий коэффициент теплопередачи,t означает время,rci означает внутренний радиус обсадной трубы,rco означает наружный радиус обсадной трубы,k означает коэффициент термической диффузии обсадной трубы. Алгоритм подобного вида можно использовать и для вычисления расхода жидкости, закачиваемой в подземный резервуар (см., например, работу "Temperature Logging in InjectionWells", Witterholt E.J. и Tixier M.P., SPE 4022). Алгоритм, который можно использовать для определения расхода при добыче газа, можно найти, например, в работе "Temperature Surveysin Gas Producing Wells", Tixier M.P. и Kunz K.S.,AIME Annual Meeting, Чикаго, 1955. Приведенные в этих работах алгоритмы расчета можно улучшить, если учесть в них эффект нагревания,связанный с падением давления жидкости из-за трения. Повысить точность расчетов можно также применением компьютерного метода анализа узлов, который позволяет учесть изменения давления, объема и температуры по высоте скважины по мере подъема жидкости вверх к поверхности земли. Соответствующая доступная (по стоимости) для использования программа моделирования температуры включена в пакет программ WellCat, разработанный фирмойLandmark. При калибровке алгоритмы используются при измерении фактического расхода жидкости,который в этом случае становится известной величиной. Температуры, вычисленные по известному расходу жидкости как для добывающих, так и для нагнетательных скважин, сравниваются с измеренным по длине трубы профилем температуры, которая зависит от времени и глубины. Процесс сравнения можно оптимизировать путем изменения постоянных величин,таких как удельная теплоемкость жидкости (Cf),удельная теплопроводность пласта (kh), общий коэффициент теплопередачи (U) и термодиффузия обсадной трубы (k) для конкретной скважи 003769 10 ны, пластов и жидкости. Реально процесс калибровки при известном расходе жидкости позволяет для каждой скважины определить соответствующие константы алгоритма расчета расхода. Используя для определения констант метод наименьших квадратов, т.е. осуществляя регрессию предсказанных и измеренных данных, являющихся функциями времени, глубины и расхода, точность расчетов можно существенно повысить. Выбор того или иного алгоритма расчета расхода зависит от конкретной ситуации. Выбранный для расчетов алгоритм может быть основан на описанной выше теоретической модели, соответствующим образом модифицированной для согласования с фактически известными на этапе калибровки температурами и расходами потока, или он может быть полностью эмпирическим, полученным путем описания результатов калибровки той или иной криволинейной зависимостью. Таким образом, выполнив на скважине в процессе калибровки большое количество измерений, можно получить уравнение, использующее значимые для определения расхода параметры, т.е. параметры,которые адекватно описывают полученные при измерениях результаты. После вычисления в процессе калибровки по известному расходу жидкости констант алгоритма появляется возможность определения путем использования этих констант расхода жидкости в рабочем режиме. Обычно калибровку проводят до измерений расхода в рабочем режиме, что, безусловно, существенно при определении расхода в реальном масштабе времени. В принципе, однако, калибровку можно выполнять и после измерений расхода в рабочем режиме, получая при этом данные, которые можно использовать для обработки полученных ранее результатов. Второй предпочтительный способ вычисления удельного массового расхода жидкости по температуре может использоваться в том случае, когда температура жидкости меняется в результате изменения, обычно падения, давления. Такое изменение температуры может происходить из-за резкого изменения диаметра трубы или ее типа, например при изменении диаметра от 3" до 4" (от 89 до 114 мм) в переходном участке или в башмаке насоснокомпрессорных труб, или из-за потерь давления на горизонтальном участке трубы. Соответствующие уравнения позволяют связать изменения температуры с расходом жидкости. Как и в рассмотренном выше случае, постоянными величинами, от которых зависит расход жидкости в той или иной конкретной скважине, являются тепловые свойства жидкости, тепловые свойства расположенного в скважине оборудования и тепловые свойства пластов, через которые проходит скважина. Помимо этого, необходимо также учитывать и динамические свойства жид 11 кости, связанные, в частности, с эффектом Джоуля-Томсона и ее термодинамическим состоянием (PVT). При таком подходе изменение температуры, связанное с изменением поперечного сечения трубы, характеризуется ее увеличением или уменьшением. Как и в рассмотренном выше случае, удельный массовый расход жидкости можно определять путем временного анализа профиля распределения температуры в соответствующем участке трубы, на котором термодинамическое состояние жидкости считается известным, а другие соответствующие константы вычисляются на основе сделанных во время калибровки измерений, когда расход жидкости известен. Алгоритмы, определяющие соотношение между профилем температуры, длиной контролируемой трубы и временем и использующие тепловые свойства жидкости и окружающей ее среды, можно найти в самой разной литературе,описывающей процесс теплопередачи в трубах. В этой связи можно, в частности, сослаться на две книги: 1) Hein Michael A. "HP 41 PipelineSolids", изд-во Clarendon Press, 2-е изд., 1959. Ниже изобретение более подробно рассмотрено на примере некоторых вариантов его осуществления со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых показано на фиг. 1 - поперечное сечение добывающей нефтяной скважины (слева) и график зависимости температуры (ось абсцисс) от высоты/глубины (ось ординат) скважины в масштабе, соответствующем изображенному рядом стволу скважины (справа), и на фиг. 2 - график зависимости температуры жидкости в данной точке скважины (ось ординат) от времени (ось абсцисс), на котором изображены происходящие во времени изменения удельного массового расхода жидкости. На фиг. 1 показана нефтяная скважина с обсадной трубой 11, идущей вниз от поверхности 12 земли через нефтеносный слой 13. Внутри обсадной трубы расположена насоснокомпрессорная колонна 15, которая проходит от обычного устройства 16 регулирования расхода добываемой нефти, расположенного на поверхности земли в устье скважины, и заканчивается внутри обсадной трубы на глубине D выше продуктивной зоны 17. У верхней границы продуктивной зоны расположен купол 18, который удерживает нижний конец насоснокомпрессорной колонны в определенном месте внутри обсадной трубы. В соответствии с предлагаемым в изобретении способом в скважину опускают оптическое стекловолокно, расположенное в трубке 20,которая представляет собой цельную трубку с двумя ветвями, т.е. трубку U-образной формы, 003769 12 оба конца которой соединены с расположенным на поверхности земли комплексом 22 аппаратуры, который включает источник света (лазер),фотоприемник (световой детектор) и устройство обработки данных и который выполняет функции устройства для пропускания света через оптическое стекловолокно, устройства для приема отраженного волокном света и устройства, которое по температурным и пространственным характеристикам отраженного света позволяет построить профиль температуры оптического стекловолокна по его температуре в некоторых расположенных в скважине точках. Расположенная внутри скважины между насосно-компрессорной колонной и обсадной трубой трубка с оптическим стекловолокном проходит через купол 18 и через продуктивную зону 17 и тем же путем возвращается обратно к расположенному на поверхности земли комплексу аппаратуры. Обычно изготовленную из теплопроводящего материала трубку крепят, обеспечив при этом хороший тепловой контакт между ними, снаружи к насосно-компрессорной колонне,однако, при измерении температуры нефти в кольцевом зазоре между колонной и обсадной трубой трубку можно закрепить и на обсадной трубе. Комплекс 22 аппаратуры можно выполнить на базе имеющегося в продаже прибора марки DTS-800, выпускаемого фирмой YorkSensors Ltd. of Chandlers Ford, Гемпшир, Великобритания. На расположенное внутри трубки 20 оптическое стекловолокно предпочтительно нанести соответствующее покрытие, выдерживающее воздействие преобладающих в скважине высоких температур и коррозионной среды. Обычно оптическое стекловолокно, которое имеет диаметр около 125 мкм, состоит из внутренней части или волновода диаметром около 50 мкм и внешней оболочки с низким показателем преломления. Оболочку можно покрыть слоем не пропускающего внутрь волокна находящуюся в скважине жидкость герметика, на который, в свою очередь, можно нанести износостойкое покрытие, увеличивающее наружный диаметр волокна до 155-400 мкм. Для размещения оптического стекловолокна в трубке 20 можно воспользоваться соответствующим гидравлическим устройством,обеспечивающим возможность замены волокна. Используемая в этом случае жидкость остается в трубке и обеспечивает тепловую связь стекловолокна со стенками трубки, а через них и с протекающей по трубопроводу, включающему насосно-компрессорную колонну и обсадную трубу, жидкостью, для измерения удельного массового расхода которой и предназначено это стекловолокно. Использование соответствующих средств измерений позволяет измерять температуру в диапазоне от -40 до 300 С с точностью 0,5 С и выше. Измерения температуры являются не от 13 носительными, а абсолютными и не нуждаются в калибровке с использованием какого-либо эталона. На практике под непрерывным измерением температуры понимаются измерения, которые выполняются с частотой 1 раз каждые 7 с. Измерения с такой частотой позволяют собрать достаточное количество данных о свете, отражающемся от всего участка находящегося в зоне измерений волокна. Измерения температуры можно повторять непрерывно или с определенной выдержкой во времени. В добывающей скважине в зависимости от конкретных требований измерения можно выполнять ежечасно или ежедневно. Использование оптического стекловолокна длиной до 10 км позволяет измерять температуру в различных точках трубы с интервалом в 1 м по длине волокна. При использовании волокна длиной 40 км непрерывными по длине волокна измерениями температуры можно считать измерения в точках, расположенных друг от друга на расстоянии в 10 м. На графике, изображенном справа на фиг. 1,показаны изменения температуры в скважине. Естественная геотермальная температура в скважине в зависимости от глубины меняется по прямой линии 30. Для измерения геотермальной температуры используются обычные термометры, расположенные на разной глубине. Отклонения от прямой линии, связанные с изменением удельной теплопроводности окружающей скважину породы, настолько малы, что почти во всех случаях они не оказывают влияния на результаты, получаемые при определении дебита скважины предлагаемым в настоящем изобретении способом. Сплошной жирной кривой 32 на фиг. 1 изображен график изменения температуры всей скважины. Температура скважины совпадает с геотермальной температурой в зоне, расположенной ниже нефтеносного слоя 13, в том месте, где отсутствует течение жидкости, и она находится в состоянии равновесия с окружающей породой. Попадающая из нефтеносного слоя в более холодную скважину и поднимающаяся вверх в продуктивную зону 17 нефть отдает тепло окружающей породе, которая действуют как тепловой сток с температурой, определяемой геотермальной температурой на соответствующей глубине. В зависимости от расхода жидкости, проводимости и ряда других факторов температура поднимающейся вверх по скважине нефти начинает постепенно падать. На глубине D диаметр проходного сечения трубы, образованной в продуктивной зоне 17 обсадной трубой 11 и насосно-компрессорной колонной 15, расположенной выше глубины D,резко уменьшается. Как показано на графике, в точке 36, в том месте, где нефть попадает в трубу с уменьшенным поперечным сечением и входит внутрь компрессорно-насосной колонны,температура нефти резко падает. В дальнейшем 14 температура поднимающейся вверх по скважине нефти по-прежнему отличается от окружающей температуры, а зависимость температуры нефти от глубины постепенно приближается к асимптоте 34, параллельной прямой изменения геотермальной температуры 30 и отстоящей от нее на разницу температур между температурой поднимающейся в стационарном режиме наверх из скважины бесконечной глубины нефти и температурой породы, через которую проходит скважина. На фиг. 2 показана кривая 40 зависимости температуры от времени в расположенной выше нефтеносного слоя 13 точке трубки 20, в которой расположено оптическое стекловолокно. В начальный момент времени t0 течение жидкости в скважине отсутствует, а измеряемая оптическим стекловолокном температура Т равна геотермальной температуре Tge, изображенной на графике в виде горизонтальной прямой линииQ0, соответствующей нулевому значению расхода (Q). В момент времени t0 нефть начинает подниматься вверх с первым промежуточным значением QB расхода, при этом температура Т в точке измерения постепенно (по экспоненте) возрастает. Поднимающаяся вверх нефть постепенно отдает тепло тепловому стоку, а ее температура увеличивается в соответствии с кривойQB. Начиная с момента времени t1, расход нефти возрастает до значения QC, и измеряемая температура начинает расти быстрее с постепенным совпадением кривой 40 с кривой QC. В момент времени t2 кривая 40 практически сливается с кривой QC, с которой она продолжает совпадать до момента времени t3, когда происходит резкое уменьшение расхода до величины QA. Измеряемая температура Т на отрезке времени от t3 до t4 падает, а затем снова начинает подниматься в соответствии с кривой QA, с которой она совпадает до момента времени t5 вплоть до следующего изменения расхода. В соответствии с предлагаемым в изобретении способом расходы QA, QB и QC измеряются во время калибровки другим способом и используются для уточнения уравнений, описывающих зависимость между расходом и температурой в интервалах времени от t0 до t1, от t2 доt3 и от t4 до t5. При выполнении после калибровки измерений фактического расхода, прежде всего, необходимо выбрать соответствующий участок калибровочной кривой во всем возможном диапазоне расходов Q, при которых проводилась калибровка системы измерения температур. Рабочий участок кривой калибровки выбирается на основании измеренных температур,которые удовлетворяют соответствующему уравнению, описывающему связь между расходом и температурой. В любом месте трубопровода из-за локальных возмущений полученные при калибровке кривые не являются гладкими. Для полу 15 чения более достоверных результатов измерения можно проводить в нескольких точках, расположенных на определенном участке, на котором удельный расход остается постоянным (например, при постоянном диаметре трубы и отсутствии притока в нее дополнительного количества жидкости), усредняя затем полученные при измерениях данные. Определение количества жидкости, попадающей в трубу в точке, расположенной на определенной глубине скважины, осуществляется простым вычислением разности между расходом, найденным по множеству замеров, выполненных выше и ниже этой точки. Для получения надежных результатов длина участка трубы, на котором выполняются измерения температуры, должна составлять около 100 м. Как уже было отмечено выше, кривые 32,40 изменения температуры могут быть положены в основу вычисления удельного массового расхода протекающей по трубе жидкости. Предлагаемое в изобретении устройство, предназначенное для осуществления предлагаемого способа определения расхода, калибруется путем выполнения измерений температуры при известном расходе, измеренном обычными устройствами типа расходомера с вертушкой или трубки Вентури. Обработанные устройством 22 данные позволяют в реальном масштабе времени получать информацию, крайне необходимую для оптимального управления нефтяной скважиной. Предложенный в изобретении новый способ использования температурных данных,полученных с помощью волоконно-оптических датчиков распределения температуры, позволяет создать обладающее высокой точностью, по существу, бесконтактное и просто размещаемое в скважине измерительное устройство, позволяющее непрерывно в реальном масштабе времени получать данные об удельном массовом расходе протекающей через скважину жидкости. Такое устройство, как хорошо известно специалистам, само может быть использовано разными способами, позволяющими повысить эффективность управления нефтяной скважиной. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ определения удельного массового расхода жидкости в трубе, расположенной в тепловом стоке, температура которого отличается от температуры жидкости, при осуществлении которого получают данные о профиле распределения температуры протекающей по трубе жидкости, используя для этого оптические данные, полученные на участке длины находящегося в тепловом контакте с жидкостью оптического стекловолокна, получают данные о профиле распределения температуры теплового стока, через который проходит труба, и вычисляют удельный массовый расход жидкости в 16 трубе, используя для этого полученные данные об указанных профилях и измеренные параметры теплопередачи. 2. Способ контроля меняющихся во времени удельных массовых расходов жидкости, протекающей через контролируемый участок расположенной под землей трубы, предусматривающий контроль удельных массовых расходов во время калибровки и в рабочем режиме, в течение которого выполняются отдельные или все этапы калибровки, при осуществлении которого а) подготавливают предназначенное для измерения распределения температуры устройство, включающее оптическое стекловолокно,проходящее вдоль контролируемого участка расположенной под землей трубы в тепловом контакте с протекающей по трубе жидкостью и/или с самой трубой, а также включающее устройство для пропускания света по оптическому стекловолокну на участке трубы, для приема выходящего из оптического стекловолокна света и для построения на основании температурных данных и пространственных характеристик выходящего из оптического стекловолокна света в виде совокупности точек профиля распределения температуры оптического стекловолокна на контролируемом участке расположенной под землей трубы,б) определяют естественный профиль распределения геотермальной температуры на контролируемом участке трубы,в) через контролируемый участок трубы пропускают жидкость, расход которой контролируют,г) во время калибровки 1) измеряют в течение некоторых интервалов времени фактические удельные массовые расходы жидкости в контролируемом участке трубы,2) в течение этих интервалов времени получают профили распределения температуры на контролируемом участке трубы путем пропускания света по оптическому стекловолокну и соответствующей обработки температурных данных и пространственных характеристик света, выходящего из оптического стекловолокна на контролируемом участке трубы,3) величины измеренных на этапе 1) расходов соотносят с полученными на этапе 2) профилями распределения температуры, получая в итоге данные калибровки и, в первую очередь, зависящие от времени параметры, по которым измеряющее температуру устройство калибруют в величинах удельного массового расхода жидкости,д) в рабочем режиме измеряют профиль распределения температуры на контролируемом участке трубы с помощью устройства для измерения распределения температуры и на основании его с использованием данных калибровки,полученных во время калибровки, получают 17 данные об удельном массовом расходе жидкости в контролируемом участке трубы. 3. Способ по п.1 или 2, в котором определяют расход нефти, воды или газа, забираемых из подземного резервуара через насоснокомпрессорную колонну добывающей скважины. 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором данные о расходе жидкости получают на основании тепловых характеристик жидкости, протекающей через массив подземной породы, который действует как тепловой сток со своей естественной температурой. 5. Способ по п.4, при осуществлении которого удельный массовый расход жидкости определяют по следующей формуле:Gg означает градиент геотермальной температуры,Tge означает геотермальную температуру в точке входа жидкости в трубу,Tfe означает температуру жидкости на входе в трубу,z означает расстояние от точки входа жидкости в трубу до точки измерений,Q означает удельный массовый расход жидкости,f означает плотность жидкости,Cf означает удельную теплоемкость жидкости,kh означает удельную теплопроводность пласта, через который проходит труба,U означает общий коэффициент теплопередачи,t означает время,rсi означает внутренний радиус обсадной трубы,rсо означает наружный радиус обсадной трубы,k означает коэффициент термической диффузии обсадной трубы. 6. Способ по любому из пп.1-3, в котором удельный массовый расход жидкости определяют по температурным данным при изменении температуры жидкости в результате изменения давления. 7. Способ по любому из предыдущих пунктов, при осуществлении которого температуру жидкости измеряют в большом количестве точек, расположенных друг от друга на расстоянии от 1 до 10 м. 8. Система для определения удельного массового расхода жидкости в трубе, расположенной в тепловом стоке, температура которого отличается от температуры жидкости, имеющая оптическое стекловолокно определенной длины, 003769 18 находящееся в тепловом контакте с жидкостью,устройство для получения данных о профиле распределения температуры протекающей по трубе жидкости на основании оптических данных, полученных на участке оптического стекловолокна, и устройство для вычисления удельного массового расхода жидкости в трубе на основании полученных данных о профилях распределения температуры жидкости и теплового стока и измеренных параметров теплопередачи. 9. Система для контроля удельных массовых расходов жидкостей, протекающих в разных количествах через контролируемый участок расположенной под землей трубы, имеющая а) предназначенное для измерения распределения температуры устройство, включающее оптическое стекловолокно, проходящее вдоль контролируемого участка расположенной под землей трубы в тепловом контакте с протекающей по трубе жидкостью и/или с самой трубой,а также включающее устройство для пропускания света по оптическому стекловолокну на участке расположенной под землей трубы, для приема выходящего из оптического стекловолокна света и для построения на основании температурных данных и пространственных характеристик выходящего из оптического стекловолокна света в виде совокупности точек профиля распределения температуры оптического стекловолокна на контролируемом участке расположенной под землей трубы,б) устройство для определения естественного профиля распределения геотермальной температуры на контролируемом участке трубы,в) устройство для измерения фактических удельных массовых расходов жидкости в течение определенных интервалов времени в процессе калибровки,г) устройство для корреляции измеренных устройством а) профилей распределения температуры с фактическими удельными массовыми расходами жидкости и получения в итоге данных калибровки, по которым измеряющее температуру устройство калибруют в величинах удельного массового расхода жидкости,д) устройство для измерения профиля распределения температуры на контролируемом участке трубы с помощью устройства для измерения распределения температуры и получения с использованием данных калибровки, полученных устройством г), данных об удельном массовом расходе жидкости в контролируемом участке трубы. 10. Система по п.8 или 9, в которой оптическое стекловолокно расположено внутри опущенной в ствол скважины теплопроводящей трубки, которая крепится или соединяется с, по существу, сплошной несущей конструкцией,расположенной на определенном по длине участке ствола скважины, на котором оптическое стекловолокно используется для определения удельного массового расхода жидкости. 11. Система по п.10, в которой несущая конструкция представляет собой трубу, через которую протекает жидкость, расход которой измеряется. 20 12. Система по п.10 или 11, в которой трубка с оптическим стекловолокном заполнена теплопроводящей жидкостью. Зависимость температуры от времени и расхода жидкости в точке, расположенной над нефтеносным слоем при различных расходах жидкости