Способ и система для анализирования многофазных смесей

011148 Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится к области расходомеров для многофазных смесей, в частности, к расходомерам для нефтяных и водных смесей в нефтегазоносных скважинах. Точнее, изобретение относится к анализу состава многофазных смесей. Уровень техники Измерение скорости потока нефти или воды в каждой продуктивной зоне нефтяной скважины имеет важное значение для мониторинга и контроля движения флюида в скважине и в пласте. Помимо расходомера каждая зона может иметь клапан для контроля флюидного входа этой зоны. Контролируя скорости потоков нефти и воды, вытекающих из каждой зоны, и снижая скорость потока из зон, имеющих самое высокое содержание воды (т.е., отношение скорости потока воды к общей скорости потока), можно контролировать вырабатывание воды во всей скважине. Это, кроме того, позволяет более полно использовать нефтеносный пласт в течение срока существования скважины. Обычно с помощью расходомеров определяют объемное содержание, т.е. объемную долю газовой,нефтяной или водной фазы, и скорость газовой фазы, нефтяной фазы или водной фазы. Скорость потока воды при этом определяют из произведения объемного содержания воды w, площади сечения трубопровода А и скорости течения воды Uw. Аналогичное соотношение справедливо для скорости потока нефти и газа. При этом же многофазном измерении можно определять и другие параметры, представляющие интерес, например, скорость относительного скольжения различных фаз, газожидкостное соотношение(ГЖС), водно-жидкостное соотношение (ВЖС) и газонефтяное соотношение (ГНС). Согласно известным способам объемное содержание воды можно определять с использованием счетчика долей двухэнергетического гамма-излучения. Исходя из сведений о химическом составе газа,нефти и воды с помощью такого счетчика можно обычным способом измерить объемное содержание газа, а также объемное содержание воды или нефти (исходя из требования, согласно которому сумма трех объемных содержаний равняется единице, можно вычислить объемные содержания остальных двух веществ - воды или нефти). Таким образом, три введенных данных позволяют определить объемное содержание двух продуктов. Известно множество способов измерения расхода потока, например, с помощью емкостных, микроволновых, акустических методов, известных и широко описанных в соответствующей литературе. В некоторых из них используется непосредственное измерение, или скорости определяются через вторичные измерения, например, корреляционные измерения, или используется доплеровский эффект. В другом способе измерения скорости используют трубку Вентури. При однофазном потоке, трубка Вентури, как правило, подчиняется уравнению Бернулли, которое связывает объемную скорость Q потока с плотностьюфлюида и перепадом давления между входом и соплом трубки Вентури. Общий способ определения объемного содержания потока газа, нефти и воды заключается в измерении средней плотности флюида. Поскольку нефть при высоком давлении и температуре в скважине обычно имеет плотность, меньшую плотности воды (приблизительно 0,7 г/см 3 по сравнению с 1,0 г/см 3),а плотность газа еще меньше, соответствующие объемные содержания н, в и г могут быть определены пропорционально плотности смеси, с использованием, например, плотностей известных компонентов. С этой целью в современных денситометрах используется пучок двухэнергетического гамма-излучения,зондируя поглощение или рассеяние фотонов высокой энергии на двух различных энергетических уровнях, так называемое высокоэнергетическое и низкоэнергетическое излучение. Примеры многофазных расходомеров на основе трубки Вентури описаны в патентах США 4856344; 6776054; 6265713 и 6286367, которые, таким образом, включены в настоящее описание в качестве ссылки, при этом, последние два патента относятся к устройству расходомера, включающего в себя счетчик с трубкой Вентури и измеритель долей фракций с двухэнергетическим гамма-излучением. Устройство расходомера, включающее в себя измеритель с трубкой Вентури и измеритель долей фракций с двухэнергетическим гамма-излучением, является серийно выпускаемым прибором компании Шлюмберже (RTM). Сущность изобретения Настоящее изобретение обеспечивает способ идентификации изменений в составе потока, содержащего газожидкостную смесь нефть/углеводород. Флюидная смесь может также содержать воду. В соответствии с особенностью изобретения, способ включает следующие этапы: этап измерения соответствующих объемных содержаний любых двух веществ - газа, нефти или воды (но предпочтительно, газа и нефти); этап измерения плотности флюидной смеси, с использованием лучей высокоэнергетических фотонов; и этап идентификации изменений в составе флюидной смеси, исходя из измеренных объемных содержаний, а также затухания, поглощения или рассеяния луча фотонов при его прохождении через флюид. Исходя из исходных или независимых сведений о химическом составе газа, нефти и воды, счетчик,обычно измеряющий объемное содержание воды или нефти (исходя из требования, согласно которому сумма трех объемных содержаний равняется единице, позволяет вычислить объемные содержания остальных двух веществ - воды или нефти), позволяет определять наличие гетерогенного компонента во-1 011148 флюидной смеси. Объемные содержания можно измерить при использовании трубки Вентури. Предпочтительно,флюидная смесь представляет собой флюид из углеводородный скважины и гетерогенный компонент,предпочтительно, является химическим элементом или видом молекул, отсутствующим в трех чистых фазах смеси. Эти фазы представляют собой воду, газообразный углеводород и жидкий углеводород. Идентифицированное изменение состава может представлять собой изменение количества сероводорода (H2S) во флюидной смеси. H2S может содержаться в газовой и/или в жидкой фазе. Идентифицированное изменение состава может представлять собой изменение солесодержания воды. Предпочтительно соотношение воды и другой жидкости во флюидной смеси известно, а более предпочтительно, оно равно нулю. Измеритель долей фракций с двухэнергетическим гамма-излучением, если он используется, может быть откалиброван для известного соотношения воды и другой жидкости. Кроме того, настоящим изобретением предусмотрено устройство для осуществления вышеописанного способа. Устройство может включать в себя измеритель долей фракций с двухэнергетическим гамма-излучением и трубку Вентури. Оно может включать в себя вычислительную систему для идентификаций изменений в составе (например, изменений в содержании H2S) флюидной смеси, выявленных в результате измерений объемных содержаний и скорости потока. Патенты США 6265713 и 6286367, как упомянуто выше, включены в данный документ для обеспечения более подробного описания известных расходомеров, с использованием способов на основе измерений, проведенных с помощью трубки Вентури. В целях настоящего изобретения, известные расходомеры можно модифицировать путем использования более одного луча фотонов с максимальной энергией, находящейся в диапазоне 10-80 кэВ. Краткое описание чертежей Фиг. 1 представляет собой вид в перспективе разреза трубопровода, включающего в себя известный расходомер Вентури, используемый для измерения скорости и для смешивания газа, нефти и воды, согласно предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения; на фиг. 2 А, 2 В показаны стандартные кривые массового коэффициента ослабления в зависимости от энергии: фотонов, приведенные для воды, раствора вода/соль, метана, смеси метана с сероводородом,легкого углеводородного масла, и смеси легкого углеводородного масла с сероводородом, при этом, на фиг. 2 В показано увеличенное изображение части фиг. 2 А, относящейся к низким энергиям; и фиг. 3 представляет собой вариант фиг. 1, измененный в соответствии с особенностью изобретения. Подробное описание изобретения На фиг. 1 показан схематический поперечный разрез участка трубопровода 100, включающий горловинную часть или трубку Вентури 110, используемую для измерения объемного содержания и скорости смеси нефти, газа и воды, с использованием двухэнергетического денситометра 120, расположенного в горловинной части. Денситометр 120 включает в себя радиоактивный источник 121, генерирующий низкоэнергетическое излучение с максимальной энергией 30 кэВ и высокоэнергетическое излучение с максимальной энергией 356 кэВ, с использованием, например, бариевого источника Ва-133. Приемник 122 измеряет затухание излучений. В целях осуществления изобретения, вместо затухания можно использовать рассеяние, поглощение излучения или другие, относящиеся к излучению, свойства. Другие свойства потока вычисляют с использованием градиента давления вдоль горловинной 110 части, измеряемого с помощью датчиков давления или штуцеров 111 и 112 для измерения давления. Согласно известным способам, с использованием модели Двухэнергетического измерителя долей фракций (ДЭСД, DEFM) можно решать следующие уравнения: где в, н, г - неизвестные объемные доли (объемные содержания).Wивэ и Wинэ - измеренные уровни радиоактивности в высокоэнергетическом (вэ) и низкоэнергетическом (нэ) канале регистрации излучения.Wэнэ и Wэээ - соответствующие эталонные уровни радиоактивности в вакууме. Аввэ, Авнэ, Анвэ, Аннэ, Агвэ и Агнэ - эталонные затухания в однородных фазах. При любой энергии, коэффициент затухания можно записать следующим образом:DT - длина пробега фотонов через флюид; в вышеприведенном примере- диаметр сопла трубки Вентури, a- массовый коэффициент затухания. При данной энергии для любого вещества, содержащего n различных элементов-2 011148 где i и i - соответственно, массовая доля и массовый коэффициент затухания i-гo элемента. Массовый коэффициент затухания известной молекулы или соединения можно вывести из эксперимента и/или вычислений, например, при использовании таблиц и данных, предоставленных Национальным институтом стандартов и технологии (НИСТ) США. На графике NIST, представленном на фиг. 2 А, показано изменение в массовом коэффициенте затухания при различных энергиях и для различных соединений (показатели для воды имеют предельные значения из того, что можно ожидать для нефтяных месторождений (отношение чистой воды к воде, насыщенной NaCL. Показатели для нефти имеют значения, характерные для C6H12 и C6H12 с растворенным сероводородом H2S. Метан представлен в виде чистого газа и газа, загрязненного H2S. Во всех трех случаях, чистое вещество показано в виде сплошной линии, а загрязненная смесь - в виде штриховой линии. На графике показано, что при энергиях 80 кэВ, массовый коэффициент затухания постоянный и почти не зависит от состава. Следовательно, при энергиях фотона выше 80 или 100 кэВ (область комптоновского рассеяния),плотность смеси, протекающей через расходомер, измеряют денситометром. При энергиях 80 или, более предпочтительно, 50 кэВ (область фотоэлектрического эффекта),массовый коэффициент затухания восприимчив к составу, как показано с левой стороны фиг. 2 А и повторно в увеличенном виде показано на фиг. 2 В. При использовании базовой двухэнергетической модели и наличии воды, нефти и газа, можно решать следующие уравнения, с применением вышеприведенной системы обозначений где в 3-х уравнениях представлены 3 неизвестные объемные содержания в, н и г. Следуя известным способам, можно решать уравнения, описывающие модель [1 В], допуская, что плотности однофазных веществ известны, и что массовые коэффициенты затухания можно определять,исходя из состава или путем калибровки. Теперь предположим, что состав потока изменился. В этом случае, в следующий, приведенный выше, первый пример, в соответствии с изобретением, к потоку добавляют дополнительную четвертую фазу или компонент. В этом случае, модель изменяется до модели Модель теперь включает 3 уравнения, в которых имеется 4 неизвестных в, н, г и х. Согласно изобретению, данную модель можно решать с помощью значений, выведенных независимо от нее из предшествующего уровня техники и/или с использованием параллельных измерений. В настоящем примере, предшествующий уровень техники включает в себя дополнительную информацию, относящуюся к объемному содержанию прямо, или косвенно - через знание значения функции одного или нескольких объемных содержаний: 1) в = 0 : т.е. ВЖС = 0; 2) в = 1 : т.е. ВЖС = 1; 3) г известно : т.е. известна объемная доля газа; 4) ВЖС известно : соотношение в/(в + н) известно; 5) известно одно из i или функция f (i). Это можно применять для любого состава флюида, что приводит к большим изменениям (в процентном отношении к существующему) массового коэффициента затухания. Например, в случае H2S, и зная, что водно-жидкостное соотношение ВЖС = 0, вышеприведенный пример можно использовать для измерения количества H2S и прослеживания его изменений. Однако изобретение можно расширить, используя модифицированный денситометр, как показано на фиг. 3. Большинство элементов фиг. 3 идентично или аналогично элементам, показанным на фиг. 1, и они,следовательно, обозначены, с использованием тех же номеров. Однако используется модифицированный радиоактивный источник 321, генерирующий фотонное излучение, имеющее три различных энергетических уровня, два из которых, предпочтительно, находятся в диапазоне фотоэлектрического эффекта. Вероятные радионуклиды, которые могут увеличить спектр излучения источника, включают гадолиний, с-3 011148 максимальным излучением (пиковой энергией) при 42 кэВ и 104 кэВ. Другими возможными применимыми радиоизотопами являются изотопы америция, кобальта и цезия. В данном примере, уравнения, описывающие модель (с учетом наличия четырех компонентов), изменяются до Три измерения энергии обеспечивают систему из четырех уравнений с четырьмя неизвестными. В принципе, предложенный способ можно расширить до применения n энергетических уровней рентгеновского или гамма-излучения и n+1 неизвестных компонентов, поскольку сумма неизвестных долей компонентов равна единице по определению. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ для идентификации изменений в составе потока, содержащего флюидную смесь нефть/углеводородный газ, включающий этапы получения заранее известных сведений об относительных объемных содержаниях любых двух веществ из газа, нефти и воды или о функции указанных величин; измерения относительных объемных содержаний любых двух веществ из газа, нефти и воды; выполнения измерений с использованием источника с двумя значениями энергии для определения затухания или рассеяния высокоэнергетических фотонов, проходящих через смесь; и обработки заранее известных сведений об относительных объемных содержаниях, результатах измерения объемных содержаний и результатов измерения затухания или рассеяния для выявления наличия и/или концентрации гетерогенного компонента в смеси. 2. Способ по п.1, в котором используют сведения об объемных содержаниях или их функциях, полученных независимо от измерений. 3. Способ по п.1, в котором используют фотоны с пиковыми энергиями в диапазонах 10-80 кэВ и 80 кэВ - 100 МэВ. 4. Способ по п.1, в котором используют фотоны по меньшей мере с двумя пиковыми энергиями в диапазоне 10-80 кэВ. 5. Способ по п.1, в котором объемные содержания измеряют с использованием трубки Вентури. 6. Способ по п.1, в котором флюидная смесь представляет собой флюид, являющийся продуктом углеводородной скважины. 7. Способ по п.1, в котором гетерогенный компонент представляет собой сероводород (H2S). 8. Способ по п.1, в котором гетерогенный компонент представляет собой воду, содержащую соль.