Определение состава потока корреляционным методом.

 Корреляционный способ измерения скорости всплывания нефти.

Корреляционный способ измерения скорости всплывания нефти.

На первый взгляд корреляционный метод при определении расхода должен дать максимально достоверную информацию, поскольку мы измеряем скорость движения потока  непосредственно: делим расстояние между двумя сенсорами dH на время dt, найденное анализом максимального совмещения множества характерных всплесков у двух или более диаграмм.
Но, здесь по умолчанию принимается одно условие: скорость движения неоднородностей потока, создающих упомянутое множество всплесков, равна скоростям движения всех компонентов потока.
А так ли это? Насколько такое условие справедливо в потоке скважинного флюида?

На странице Физика потока в нефтяной скважине рассмотрено движение потока в скважине.
Для обсуждения данного вопроса важно следующее положение: если поток движется, как единое целое, то корреляционный метод — применим. Если происходит проскальзывание компонентов — расчет будет неверен.
Отсюда следует.
1. При выделении в свободное состояние растворенного газа в интервале измерения скорости всплывания пузырьков газа в жидкости будут несоизмеримо больше, чем скорость жидкостного потока, и данный метод по простейшему алгоритму V = dH/dt работать не будет.
2. В случае малой обводненности высокопроизводительной скважины, когда мощный поток нефти захватывает ВСЕ глобулы воды и выносит их на поверхность, становится возможным применить метод корреляции, вводя, в частности, поправку, связанные с эпюрой радиального распределения скорости в потоке, учитывая влияние самого скважинного прибора на эту эпюру и т.д.
3. Если в измерительном интервале будет происходить всплывание глобул нефти в столбе воды (свободный газ не выделяется), то может быть измерена скорость глобул нефти Vнефти = dH/dt.

Как показывает опыт, глобулы нефти проходя мимо датчика влагомера создают на диаграмме резкие всплески. Два отрезка модифицированной диаграммы скважинного влагомера, зарегистрированные напротив интервалов перфорации, отмеченных затемненными полосами. (Манометрический плотномер показал, что скважина до входа в насос заполнена водой, т.е. нефть, войдя в скважину, должна всплывать).
Модификация диаграммы заключалась в ее обработке фильтром верхних частот (дифференцирующим), которые подчеркнули локальные импульсы.

Отсюда выстраивается корреляционный анемометр.
На известном расстоянии dH друг от друга установлены два влагомера с синхронной записью. Получаемые с их помощью диаграммы дифференцируются и с помощью взаимного корреляционного анализа определяется время прохождения глобулами нефти базового расстояния dt и, соответственно, скорость движения нефти Vнефти = dH/dt.(рис.2).

Скорость глобул найдена. Теперь для расчета объемного расхода необходимо определить сечение потока. Но, поскольку в рассматриваемом случае непрерывной струи нефти нет, нужно определять сразу объем нефти. Но для этого необходимо использовать специальную конструкцию сенсора влагомера.
Дело в том, что типичная конструкция сенсора практически всех серийных скважинных приборов представляет собой коаксиальный конденсатор: одним заземленным электродом конденсатора является часть цилиндрического защитного кожуха, а вторым электродом — изолированный стержень, находящийся внутри заземленного электрода.
Для грубого определения свойств окружающей среды такой датчик вполне подходит. Он — надежен, имеет достаточную чувствительность, но не позволяет проводить измерения, если контролируемый объем находится снаружи сенсора. Т.е., наш случай, когда нефть поднимается вдоль противоположной стенки скважины.

Поэтому должно быть применено другое техническое решение, суть которого заключается в том, что центральным электродом измерительной камеры диэлькометрического влагомера является сам прибор, точнее, узкий изолированный электрод, установленный на внешней стороне защитного кожуха, а заземленным электродом – колонна скважины 2.

Прибор центрирован центраторами 3. При этом происходит измерение флюида, проходящего мимо датчика во всем сечении потока.
Для повышения точности измерений можно применить известные меры улучшения емкостных датчиков:
уменьшить расстояние между электродами, в данном случае путем увеличения диаметра защитного кожуха;
разбить один измерительный электрод на несколько секторов.

Измерив с помощью такого датчика текущие сечения глобул, рассчитывают эквивалентное сечение нефтяного потока, перемножением значений скорости глобул и эквивалентного сечения потока получают объем нефти в данной точке скважины.

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

*