DE60031727T2

DE60031727T2 - Verfahren zum Bestimmen von Druckprofilen in Bohrlöchern, Leitungen und Pipelines

Info

Publication number: DE60031727T2
Application number: DE60031727T
Authority: DE
Inventors: Jon Steinar Gudmundsson
Original assignee: Individual
Current assignee: Individual
Priority date: 2000-09-22
Filing date: 2000-09-22
Publication date: 2008-02-14
Anticipated expiration: 2020-09-23
Also published as: NO20031235D0; BR0017369A; AU1064301A; US6993963B1; IS6753A; CA2423265C; CA2423265A1; DK1327054T3; NO324451B1; NO20031235L; EP1327054B1; DE60031727D1; NZ524866A; MXPA03002523A; WO2002025062A1; AU2001210643B2; EP1327054A1

Description

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Bestimmen von Druckprofilen in Bohrlöchern und Pipelines, durch die Einphasen- und Mehrphasen-Fluida strömen, sowie mehrere Verwendungen dieses Verfahrens.
Hintergrund
Kohlenwasserstofffluide werden durch Bohrlöcher, die in Offshore-Lagerstätten und Lagerstätten an Land gebohrt werden, gefördert. Die Tiefe und Länge der Bohrlöcher reichen von einigen hundert Metern bis zu mehreren Kilometern. Verschiedene Bohrlochkonstruktionen (Verrohrungen) werden für die verschiedenen Situationen verwendet, die in Offshore-Lagerstätten und Lagerstätten an Land zu finden sind. Die Komplexität der Bohrlochkonstruktion hat im Lauf der Zeit zugenommen, da neue Wege gefunden werden, um eine wirtschaftlichere Förderung von Öl- und Gaslagerstätten zu erreichen. Gleichzeitig hat der Bedarf an einer Bohrlochüberwachung, einschließlich der Überwachung der Fluidströmung, des Bohrlochzustands und der Verrohrungsintegrität, zugenommen.
Die herkömmliche Weise, die luidströmungsbedingungen in Bohrlöchern zu messen, ist es, ein Produktionskontrollmesswerkzeug (PLT) zu verwenden, wie es von Hill vorgestellt wurde (Hill, A. D. (1990): Production Logging – Theoretical and Interpretive Elements, Society of Petroleum Engineers, Monograph, Band 14, 154 ff.). Solche Werkzeuge werden hauptsächlich dazu ver wendet, den Bohrlochdruck, die Bohrlochtemperatur und die Bohrlochfluidgeschwindigkeit zu messen. Andere Eigenschaften können auch unter Verwendung von PLTs in Abhängigkeit von dem bestimmten Bohrlochzustand oder -problem, das untersucht wird, gemessen werden. Die Fluidgeschwindigkeit wird normalerweise unter Verwendung eines Spinnerwerkzeugs gemessen, wie es von Kleepan, T. und Gudmundsson, J. S. vorgestellt wird (1991): Spinner Logging of a Single Perforation, Proc., 1st Lerkendal Petroleum Engineering Workshop, Norwegian Institute of Technology, Trondheim, 69-82.
In den letzten Jahren hat die Praxis des Einbaus von permanenten Druck- und Temperaturmessgeräten zugenommen. Unneland und Haugland (Unneland, T. und Haugland T. (1994): Permanent Downhole Gauges Used in Reservoir Management of Complex North Sea Oil Fields, SPE Production and Facilities, August, 195-201) haben die Tilgungszeit für den Messgeräteeinbau in einem Feld geschätzt, bei dem die Förderung durch die Bohrlochkapazität beschränkt ist. Die Analyse zeigte, dass das Betreiben eines PTL typischerweise eine 28-stündige Einschließung, einschließlich einer Einschließung von benachbarten Bohrlöchern, aus Sicherheitsgründen erfordert. Da einzelne Bohrlochraten zwischen 500 und 5000 Normkubikmeter (Sm3)/Tag (3000 bis 30.000 Barrel/Tag) variieren, stellt dies eine beträchtliche Aufschiebung der Förderung dar. Die Kosten der aufgeschobenen Förderung hängt von mehreren Parametern ab. Ein Faktor, der den wichtigsten Parametern gemeinsam ist, ist, dass die Kosten zu Beginn der Lebenszeit eines Bohrlochs am höchsten sind, wenn die Informationen am wichtigsten sind.
Unter der Annahme eines durchschnittlichen Ölpreises von 20 US$/Barrel liegen die Kosten für die aufgeschobene Förderung bei dem vorstehend angegebenen Beispiel im Bereich von 70.000 bis 700.000 US$. Die Kosten des Betreibens eines PLT auf einer Offshore-Plattform liegen typischerweise bei etwa 100.000 US$. Die Kosten des Einbaus eines permanenten Druckmessgeräts betragen etwa 180.000 US$. Unneland und Haugland (1993) folgerten, dass die durchschnittliche Amortisationszeit für den Einbau von permanenten Messgeräten weniger als ein Jahr beträgt.
Permanente Bohrlochmessgeräte messen den Druck in einer bestimmten Tiefe. Sie werden typischerweise oberhalb des perforierten Abschnitts in Öl- und Gasbohrlöchern eingebaut. Druckmessungen von permanent eingebauten Bohrlochmessgeräten werden verwendet, um das Druckverhalten im Lauf der Zeit bei Produktionsbohrlöchern, beispielsweise für die Zwecke einer Momentandruckanalyse, zu überwachen. Vorausgesetzt, dass Messungen der Fluidströmung auch verfügbar sind, können die Druckmessungen zur Überwachung der Bohrlochleistung im Lauf der Zeit verwendet werden.
Eine wichtige Einschränkung der permanenten Bohrlochdruckmessgeräte ist, dass sie an einer Stelle (Tiefe) befestigt sind. Dies bedeutet, dass die permanenten Bohrlochmessgeräte nicht verwendet werden können, um das Druckprofil in der Tiefe in Öl- und Gasbohrlöchern zu messen. Ein PLT kann jedoch zur Messung des Druckprofils in der Tiefe sowohl in eingeschlossenen als auch strömenden Bohrlöchern verwendet werden. Es wurde berichtet, dass die Kosten des Betreibens eines PLT bei typischen Offshore-Bohrlöchern in der Nord see 70.000 bis 700.000 US$ bei der aufgeschobenen Förderung und etwa 100.000 US$ als direkte Kosten betragen. Des weiteren wird beim Betreiben eines PLT in einem strömenden Bohrloch das Bohrloch normalerweise durch den Testabscheider geführt. Das heißt, die Verfügbarkeit des Testabscheiders für das routinemäßigere Förderungstesten ist geringer.
In den letzten Jahren und Jahrzehnten fand eine schnelle Entwicklung der Mehrphasen-Messtechnologie für Off-shore-Ölförderungsarbeiten und Ölförderungsarbeiten an Land statt, wie aus den vielen Konferenzen über das Thema, einschließlich der North Sea Metering Conference, die abwechselnd in Norwegen und Schottland abgehalten wird, ersichtlich ist. Die Konferenz der BHR-Gruppe in Cannes über die Mehrphasenproduktion ist ein weiteres Beispiel der Bedeutung des Gas-Flüssigkeits-Strömens bei der Förderung und Verarbeitung von Kohlenwasserstoffen. Das Mehrphasen-Messen ist auch bei vielen Konferenzen der Society of Petroleum Engineers gut vertreten. Einige der Grundlagen und praktischen Aspekte der Mehrphasenströmung bei Erdölförderungsarbeiten werden von King angesprochen (King, N. W. (1990): Multi-Phase Flow in Pipeline Systems, National Engineering Laboratory, HMSO, London).
Mehrphasen-Messmethoden auf der Grundlage der Fortpflanzung von Druckimpulsen in Gas-Flüssigkeitsmedien wurden für Gudmundsson patentiert ( norwegische Patente Nr. 174 643 und 300 437 ). Die erste von diesen beruht auf der Erzeugung eines Druckimpulses unter Verwendung einer Gaskanone und dem Messen des Druckimpulses stromaufwärts und stromabwärts in der Nähe der Gaskanone und in einem gewissen Abstand. Die zweite beruht auf dem Erzeugen eines Druckimpulses durch Schließen eines schnell wirkenden Ventils und Messen des Druckimpulses stromaufwärts in der Nähe des Ventils und in einem gewissen Abstand; der Druckimpuls kann auch stromaufwärts in der Nähe des Ventils und stromabwärts in der Nähe des Ventils und in einem gewissen Abstand gemessen werden. Andere Druckimpulsmessstellen können auch in Abhängigkeit von dem Messbedarf und der Messsystemkonfiguration verwendet werden.
Ein Produktionskontrollmesswerkzeug (PLT) wird allgemein in fließenden Öl- und Gasbohrlöchern verwendet, um den Zustand des Bohrlochs und insbesondere Probleme zu untersuchen, die im Lauf der Zeit in Förderbohrlöchern auftreten. Diese Probleme umfassen Rohrleitungs- und/oder Verrohrungsdefekte und die Ablagerung von Feststoffen in dem Bohrloch. Ein Kaliberwerkzeug kann unabhängig in einem PLT-Strang oder -Folge enthalten sein. PLTs werden auch verwendet, um festzustellen, welches Gasliftventil funktionsfähig ist und ob Perforationen in einer Kiespacklage blockiert sind. Der Ausdruck Druckvermessung wird manchmal von Betreibern verwendet, um die Messung von Druck über die Tiefe in Öl- und Gasbohrlöchern zu beschreiben.
Den Betreibern von Öl- und Gasbohrlöchern widerstrebt es aufgrund des damit zusammenhängenden Risikos, Werkzeuge in das Bohrloch zu verbringen. Werkzeuge bleiben manchmal in dem Bohrloch stecken, was zu größeren Problemen als demjenigen führt, das die Betreiber untersuchen wollten. Aufbewältigung ist ein Ausdruck, der in der Öl- und Gasindustrie verwendet wird, wenn Bohrlöcher repariert werden. In Abhängigkeit von dem Problem, das behoben werden muss, kann vor solchen Arbeitsgängen das Betreiben von PLTs durchgeführt werden.
Die Prinzipien hinter dem Durchführen von Druckvermessungen in Bohrlöchern treffen auch auf Förderleitungen und Pipelines zu. Solche Druckvermessungen bzw. -messungen können verwendet werden, um Förderleitungs- bzw. Pipeline-Fehler und die Lage und Größenordnung von Ablagerungen wie Hydraten, Wachs, Asphaltenen und Sand festzustellen. Die Probleme, die von der Ablagerung von Feststoffen bei der Förderung und Verarbeitung von Kohlenwasserstoffen verursacht werden, sind der Gegenstand vieler Konferenzen gewesen, einschließlich A Controlling Hydrates, Waxes and Asphaltenes@ in Oslo, 7. bis 8. Dezember, 1998 (IBC UK Conferences Limited). Die Feststellung von Förderleitungs- bzw. Pipeline-Defekten umfasst die Feststellung von Lecks. Druckvermessungen bzw. -messungen können auch verwendet werden, um die Leistung von Strömungsvorrichtungen, die in der Öl- und Gasförderung und der Öl- und Gasverarbeitung verwendet werden, zu lokalisieren und zu quantifizieren.
Ein Hauptproblem bei der Durchführung von Druckvermessungen in Förderleitungen und Pipelines, die Gas-Flüssigkeits-Mischungen befördern, ist die große Schwierigkeit, kontinuierliche Messungen entlang des Strömungswegs durchzuführen. Stattdessen werden Pipeline-Druckmessungen üblicherweise an diskreten Punkten durchgeführt. Aufgrund der begrenzten Anzahl von praktikablen diskreten Punkten sind Druckmessungen in Förderleitungen und Pipelines üblicherweise nicht für die Feststellung und Überwachung von Ablagerungen und Lecks geeignet. Offensichtlich sind diskrete Messungen in Unterwasser-Pipelines schwieriger als in Pipelines an Land. Die einzige praktische Ausnahme ist die Verwendung von Schallwellen in Einphasen-Strömungs-Pipelines zur Feststellung und Lokalisierung von Lecks.
Aufgabe
Eine Hauptaufgabe der vorliegenden Erfindung ist es, für die Erdölindustrie und verwandte Industrien ein Verfahren zum Bestimmen des Druckprofils in Bohrlöchern, Förderleitungen und Pipelines zur Verfügung zu stellen, in denen Einphasen- und Mehrphasen-Fluide strömen.
Eine weitere Aufgabe ist die Schaffung eines solchen Verfahrens, das keine teuren Vorrichtungen erfordert und keine Werkzeuge umfasst, die mit dem potentiellen Risiko behaftet sind, in dem Bohrloch, der Förderleitung oder der Pipeline stecken zu bleiben.
Eine weitere Aufgabe ist es, ein Verfahren zur Bestimmung des Druckprofils mit dem Zweck zur Verfügung zu stellen, Problembereiche wie einen Zusammenbruch, Ablagerungen, Lecks oder dergleichen in dem Bohrloch, der Förderleitung oder der Pipeline festzustellen und zu lokalisieren.
Diese und andere Aufgaben werden mithilfe des erfindungsgemäßen Verfahrens gelöst.
Die Erfindung
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Bestimmen von Druckprofilen in Bohrlöchern, Förderleitungen und Pipelines, wobei das Verfahren durch den kennzeichnenden Teil des Anspruchs 1 definiert ist.
Bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung sind durch die abhängigen Ansprüche definiert.
Des weiteren betrifft die Erfindung die Verwendung des Verfahrens für unterschiedliche Zwecke, die durch die Ansprüche 6 bis 12 definiert sind.
Mathematische Basis für die Erfindung
Die vorliegende Erfindung kann als Erweiterung der früheren Erfindungen von Gudmundsson ( norwegische Patente Nr. 174 643 und 300 437 ) angesehen werden. Die früheren Erfindungen beruhen auf der Fortpflanzung von Druckwellen bzw. Druckimpulsen in Gas-Flüssigkeits-Mischungen. Insbesondere wird dann, wenn ein schnell wirkendes Ventil, das sich in der Nähe des Bohrlochkopfs eines Offshore-Förderbohrlochs befindet, aktiviert wird, eine Druckwelle/ein Druckimpuls erzeugt. Der Druckimpuls pflanzt sich sowohl stromaufwärts als auch stromabwärts des schnell wirkenden Ventils fort. Die Größenordnung des Druckimpulses ist durch die Wasserschlaggleichung, auch Joukowsky-Gleichung genannt, bestimmt: Δp_a = ρ u a, (1)worin ρ (kg/m³) die Fluiddichte, u (m/s) die Fluidströmungsgeschwindigkeit und a (m/s) die Schallgeschwindigkeit in dem Fluid darstellen. Die Schallgeschwindigkeit in dem Fluid ist äquivalent der Fortpflanzungsgeschwindigkeit des erzeugten Druckimpulses.
Die Größenordnung des durch ein schnell wirkendes Ventil erzeugten Druckimpulses kann unmittelbar stromaufwärts unter Verwendung eines Druckwandlers gemessen werden. Bei Strömungssystemen, bei denen die stromaufwärtigen und stromabwärtigen Rohre (Bohrloch, Förderleitung, Pipeline) ausreichend lang sind, ist die Druckerhöhung unmittelbar stromaufwärts des schnell wirkenden Ventils die gleiche wie durch die Wasserschlaggleichung angegeben ist.
Ein Druckimpuls, der sich in ein Bohrloch bewegt, das ein Öl- und Gasgemisch fördert, stoppt die Strömung; d.h. der Druckimpuls stoppt die Strömung. Der Druckimpuls bewegt sich in das Bohrloch mit der in situ Schallgeschwindigkeit. Deshalb wird das Öl und Gas so schnell, wie sich der Druckimpuls in das Bohrloch bewegt, angehalten. Prinzipiell wird die Fluidgeschwindigkeit dann, wenn der Druckimpuls den Boden des Bohrlochs erreicht, in dem Bohrloch auf praktisch Null verringert.
Wenn die Strömung angehalten wird, wird der Druckverlust aufgrund der Wandreibung verfügbar gemacht. D.h. der Druckabfall aufgrund der Strömung der Gas-Flüssigkeits-Mischung in dem Bohrloch wird freigegeben. Dieser Reibungsdruckabfall pflanzt sich kontinuierlich zu dem Bohrlochkopf fort und kann gemessen werden und wird oft Förderleitungsinhalt (line-packing) genannt.
Der Reibungsdruckabfall in Rohren (Bohrlöchern, Förderleitungen, Pipelines) wird durch die Darcy-Weisbach-Gleichung bestimmt: Δp_f = (f/2)(ΔL/(d)ρu^2 (2)worin f (dimensionslos) der Reibungsfaktor ist, ΔL (m) die Rohrlänge ist, d (m) der Rohrdurchmesser ist, ρ (kg/m³) die Fluiddichte ist und u (m/s) die Strömungsgeschwindigkeit ist. The Darcy-Weisbach-Gleichung, wie hier gezeigt, gilt für eine laminare und turbulente Einphasenströmung. Im Prinzip kann die Gleichung erweitert werden, um auch für die Mehrphasenströmung zu gelten. Es gibt viele solche Erweiterungen, die in verschiedenen Büchern über die Mehrphasenströmung angegeben sind (G. Wallis, A One-Dimensional Two-Phase Flow@; McGraw-Hill, 1969, und P. B. Whalley, A Boiling, Condensation and Gas-Liquid Flow@; Oxford University Press, New York, 1987).
Die Darcy-Weisbach-Gleichung in Termen des Druckgradienten geschrieben werden: (Δp_j)/ΔL = (f/2)(l/d)ρu^2 (3)
Der Reibungsfaktor bei Einphasen- und Mehrphasenströmungen kann aus halbempirischen Beziehungen wie der Blasius-Gleichung erhalten werden: f = (0.0791)/Re^0.25 (4)worin Re die Reynoldsche Zahl ist, angegeben durch: Re = (ρ u d)/μ (5)
Die Blasius-Gleichung wird verwendet, wenn die Strömung hydrodynamisch glatt ist. Falls die Strömung rau ist, kann die Colebrook-White-Gleichung verwendet werden: (l/f)^0.5 = –2log[(2.51 )/(Ref^(–1)) + (k_s/(3.7d))] (6)worin k s die Sandkornrauigkeit ist.
Die Dichte einer Gas-Flüssigkeits-Mischung ist durch die Beziehung angegeben: p_M = αρ_G + (1 – α)ρ_L (7)worin α (dimensionlos) die, Hohlraumfraktion ist und die tiefgestellten Indizes für M (Mischung), G (Gas) und L (Flüssigkeit) stehen. Bei der Kohlenwasserstoffförderung besteht die Flüssigkeitsphase oft aus Öl und Wasser.
Die Schallgeschwindigkeit in homogenen Gas-Flüssigkeits-Mischungen a M ist durch die herkömmliche Wood-Gleichung angegeben, hier ausgedrückt als: a_M = (AB)^–1 (8)worin: A = [αρ_G + (1 – α)ρ_L]^0.5 und (9) B = [(α/(ρ_Ga^2_G)) + ((1 – α)/(p_La^2_L))]^0.5 (10)
Es ist zu beachten, dass a G und a L die Schallgeschwindigkeiten in Gas bzw. Flüssigkeit sind. Dong und Gudmundsson (Dong, L. und Gudmundsson, J. S. (1993): Model for Sound Speed in Multiphase Mixtures, Proc. 3rd Lerkendal Petroleum Engineering Workshop, Norwegian Institute of Technology, Trondheim, 19-30) leiteten eine ähnliche Gleichung für Erdölfluide ab.
Die vorstehend angegebenen Gleichungen zeigen, dass die Strömung in Bohrlöchern an Land und in Offshore-Bohrlöchern, Förderleitungen und Pipelines von vielen Faktoren abhängt. Zusätzliche Faktoren sind der Druck, das Volumen und das Temperaturverhalten der beteiligten Fluidmischungen. Es ist praktisch, die Erfindung durch die Annahme von mehreren der vorstehend angegebenen Faktoren als konstant zu veranschaulichen. Später kann in praktischen Situationen eine solche Annahme gelockert werden und die verschiedenen Wirkungen in Betracht gezogen werden.
Detaillierte Beschreibung unter Bezugnahme auf die Zeichnungen
Nachfolgend wird die vorliegende Erfindung detaillierter unter Bezugnahme auf die beiliegenden Zeichnungen beschrieben, in denen zeigen:
1 bis 6 Zeitprotokolle der Druckänderungen für eine Anzahl von unterschiedlichen theoretischen Strömungssituationen,
7 die Änderung der Schallgeschwindigkeit mit der Tiefe in einem Bohrloch (praktischer Fall),
8 ein Zeitprotokoll der Druckänderung, die gemäß dem erfindungsgemäßen Verfahren von dem Bohrloch gemäß 7 angezeigt wird,
9 ein Diagramm der Beziehung zwischen der Impulsreflektion und der Tiefe für den praktischen Fall gemäß 7 und 8,
10 eine Darstellung einer Wachsablagerung in einem bestimmten Bereich einer Förderleitung oder Pipeline, und
11 ein Zeitprotokoll (praktischer Fall) der Druckänderung, gemessen entlang der Förderleitung oder Pipeline mit Ablagerungen gemäß 10, gemessen gemäß der vorliegenden Erfindung.
Unter der Annahme einer Einphasenstromung in einem Bohrloch, unter der Annahme eines konstanten Bohrlochdurchmessers, unter der Annahme eines konstanten Reibungsfaktors, unter der Annahme einer konstanten Strömungsrate, unter der Annahme einer konstanten in situ Schallgeschwindigkeit und unter der Annahme einer konstanten Fluidviskosität nimmt der Förderleitungsinhalt, der am Bohrlochkopf nach dem vollständigen/kompletten Schließen eines schnell wirkenden Ventils gemessen wird, linear im Lauf der Zeit zu. Des weiteren ist unter der Annahme, dass sich das schnell wirkende Ventil sofort schließt, die Druckzunahme über die Zeit für solche Bedingungen in 1 gezeigt. Für jeden Punkt A stellt der gemessene Druck den Bohrlochförderleitungsinhalt im Abstand ΔL stromaufwärts (in das Bohrloch) dar: ΔL = 0.5 a Δt (11)wobei Δt (s) die Zeit ist. Der Faktor 0,5 wird angewandt, da sich der Druckimpuls zuerst nach unten zum Punkt A und dann zurück zu dem Bohrlochkopf bewegen muss.
Die Annahme eines konstanten Bohrlochdurchmessers kann gelockert werden, um die Situation zu veranschaulichen, bei der unterhalb einer bestimmten Tiefe eine Rohrleitung mit kleinerem Durchmesser, d.h. eine abrupte und beträchtliche Stufenänderung des Durchmessers, verwendet wird. Die Druckerhöhung im Lauf der Zeit für einen solchen Zustand ist in 2 gezeigt. Der Punkt B stellt den Abstand von dem Bohrlochkopf zu der Änderung des Rohrleitungsdurchmessers dar. Ein Teil der Druckwelle/des Druckimpulses wird von dem Übergang und zurück zu dem Bohrlochkopf zurückgeworfen, folglich gibt es eine stufenweise Zunahme des Drucks, und ein Teil der Welle/des Impulses wird weiter in das Bohrloch übertragen. Da der Rohrleitungsdurchmesser unterhalb der Tiefe des Punkts B kleiner als oberhalb desselben ist, ist der Reibungsdruckgradient größer.
Die Annahme eines konstanten Bohrlochdurchmessers kann gelockert werden, um die Situation zu veran schaulichen, bei der der Rohrleitungsdurchmesser in einem bestimmten Abschnitt verringert wurde. Die Verringerung des Rohrleitungsdurchmessers ist abrupt und beträchtlich und besteht über einen gewissen Abstand, bis sich der Durchmesser abrupt und beträchtlich erweitert. Die Druckerhöhung im Lauf der Zeit für einen solchen Zustand ist in 3 gezeigt. Der Punkt C stellt den Abstand von dem Bohrlochkopf zur der Verringerung des Rohrleitungsdurchmessers dar, und der Punkt D stellt den Abstand von dem Bohrlochkopf bis zur Rückkehr zu dem vollen Rohrleitungsdurchmesser dar. Eine solche Verringerung des Rohrleitungsdurchmessers kann sich durch einen Zusammenbruch der Rohrleitung oder der Ablagerung von Feststoffen in dem bestimmten Abschnitt ergeben.
Die Annahme eines konstanten Reibungsfaktors kann gelockert werden, um eine Situation zu veranschaulichen, bei der der Reibungsfaktor in einem bestimmten Abschnitt zunimmt. Eine Erhöhung des Reibungsfaktors führt zu ähnlichen Wirkungen wie eine Verringerung des Durchmessers wie aus der Darcy-Weisbach-Gleichung ersichtlich ist.
Die Erhöhung des Reibungsfaktors erhöht den Reibungsdruckgradienten in dem Abschnitt, wie in 4 gezeigt. Der Punkt E stellt den Abstand von dem Bohrlochkopf dar, bei dem die Bohrlochreibung zunimmt, und der Punkt F stellt den Abstand von dem Bohrlochkopf dar, bei dem die Bohrlochreibung abnimmt. Es muss erkannt werden, dass die Ablagerung von Feststoffen in einem bestimmten Abschnitt, die zu einem verringerten Rohrleitungs-/Bohrlochdurchmesser führt, von einer Änderung des Reibungsfaktors begleitet sein kann.
Die Annahme einer konstanten Strömungsrate kann gelockert werden, um die Wirkung des Einströmens von zusätzlichem Fluid bei einer bestimmten Bohrlochtiefe zu veranschaulichen. Die Druckerhöhung im Lauf der Zeit für einen solchen Zustand ist in 5 gezeigt. Der Punkt G stellt den Abstand von dem Bohrlochkopf zu der Tiefe dar, an der die Strömungsrate zunimmt. Die Strömungsrate unterhalb des Punkts G ist geringer als die Strömungsrate oberhalb des Punkts G. Öl- und Gasbohrlöcher werden manchmal mit mehr als einer perforierten Zone fertiggestellt und manchmal mit einem oder mehreren Umleitungen oder Mehrfachseitengängen. Die Fluide, die in ein Bohrloch aus solchen Zonen und Seitengängen eintreten, nehmen mit der Strömungsrate zu und beeinflussen so das Druckprofil.
Die Annahme einer Einphasenströmung und die Annahme einer konstanten Schallgeschwindigkeit können zusammen gelockert werden, um die Wirkung der Mehrphasenströmung in dem Bohrloch zu veranschaulichen. Die Viskosität ändert sich auch, jedoch wird diese Wirkung nicht weiter erörtert. Die Druckerhöhung im Lauf der Zeit für einen solchen Zustand ist in 6 gezeigt. Der Punkt H stellt den Abstand von dem Bohrlochkopf zu der Tiefe dar, in der sich die Fluidströmung von einer Einphasenströmung von unten zu einem Mehrphasenstrom nach oben ändert. In der Bohrlochtiefe entspricht der Druck dem Druck am Gasentlösungspunkt bzw Blasenbilsungspunkt des Kohlenwassserstofffluids. In Abhängigkeit von der bestimmten Situation kann der Druck des Förderleitungsinhalts von dem Bohrlochkopf zu dem Punkt H linear oder nicht linear sein. Nichtlineare Wirkungen treten aufgrund der Natur der Gas-Flüssigkeits- Mischungen und der Mehrphasenströmung auf. In 6 ist der Druck des Förderleitungsinhalts unterhalb des Punkts H linear gezeigt, was eine Einphasenströmung und einen konstanten Bohrlochdurchmesser angibt.
In 5 hat sich die Strömungsrate des flüssigen Kohlenwasserstoffs am Punkt G geändert und in 6 hat sich die Fluidströmung von Einphasen- zu Mehrphasenströmung am Punkt H geändert. Bei Gasliftbohrlöchern treten zwei Arten von Strömungssituationen auf. Als erstes eine Situation, bei der Gas in die Bohrlochrohrleitung (durch ein Gasliftventil) eintritt, wobei eine Einphasenflüssigkeit von unten derart strömt, dass sich eine Gas-Flüssigkeits-Strömung die Rohrleitung hinauf zu dem Bohrlochkopf fortsetzt. Zweitens eine Situation, bei der Gas in die Bohrlochrohrleitung (durch ein Gasliftventil) eintritt, wobei eine Mehrphasen-Gas-Flüssigkeits-Mischung von unten derart strömt, dass sich eine gasreiche Mischung die Rohrleitung hinaus zum Bohrlochkopf fortsetzt. Es ist ersichtlich, dass diese beiden Situationen in Figuren ähnlich den 5 und 6 veranschaulicht werden könnten. Druckvermessungen in Gasliftventilen können verwendet werden, um festzustellen, welches der mehreren Gasliftventile in Betrieb ist.
1 bis 6 veranschaulichen die Erhöhung des Wasserschlagdrucks, wenn ein schnell wirkendes Ventil gemäß der Erfindung geschlossen wird und die anschließende allmähliche Erhöhung des Drucks des Förderleitungsinhalts im Lauf der Zeit. Die Figuren veranschaulichen vereinfachte Situationen, und die Punkte A bis H stellen für jede Situation einen bestimmten Abstand ΔL dar. Um diesen bestimmten Abstand zu berechnen, müssen die Fluidströmungsgleichungen und Fluideigenschaften bekannt sein. Bei der Einphasenströmung von Fluiden mit konstanten Druck-Volumen-Temperatur-(PVT-)Eigenschaften sind die Berechnungen einfach und explizit. Bei der Mehrphasenströmung von Fluiden mit variablen PVT-Eigenschaften müssen die Berechnungen jedoch komplizierter und implizit sein.
Die folgenden Schritte beschreiben, wie der Abstand ΔL für die in 6 gezeigte, bestimmte Situation berechnet werden kann, bei der der Punkt H den Abstand zu dem Gasentlösungspunktdruck in dem Bohrloch darstellt:

1. Ein Druckimpulstest wird durchgeführt und die Massenströmungsrate der Gas-Flüssigkeits-Mischung, die an dem Bohrlochkopf strömt, wird aus der Wasserschlaggleichung berechnet, und die Bohrlochkopftemperatur wird gemessen.
2. Die Druck-Volumen-Temperatur-Eigenschaften der Gas-Flüssigkeits-Mischung, die in dem Bohrloch strömt, werden aufgrund von Standardölfeldpraktiken auf der Grundlage von Messungen und/oder etablierten Korrelationen als bekannt angenommen.
3. Ein etablierter Bohrlochströmungssimulator wird dann verwendet, um den Bohrlochdruck und die Bohrlochtemperatur von dem Bohrlochkopf zum Boden des Bohrlochs, einschließlich der Fluiddichten und Hohlraumfraktion, zu berechnen.
4. Die Schallgeschwindigkeit in der strömenden Gas-Flüssigkeits-Mischung wird dann stückweise von dem Bohrlochkopf zu dem Boden des Bohrlochs unter Verwendung von fundamentalen Beziehungen und den Ergebnissen der Bohrlochsimulation berechnet.
5. Die Zeitskala in 6 wird stückweise unter Verwendung der Beziehung ΔL = 0,5 a Δt in den Abstand umgewandelt.

Die vorstehend angegebenen Berechnungen können unter Verwendung von Daten und Modellen durchgeführt werden, die von einfach bis umfassend reichen. Je genauer die Daten und je genauer die Modelle sind, desto genauer sind die Ergebnisse. Die Genauigkeit der Berechnungen kann auch durch zusätzliche Messungen und andere Informationen verbessert werden. Beispielsweise können die Druckmessungen von einem Bohrlochmessgerät der Ankunft des Druckimpulses angepasst werden. Und die bekannten Stellen/Tiefen der Änderungen des Rohrleitungsdurchmessers und andere Fertigstellungsmerkmale können ihrem Auftreten nachin dem Förderleitungsinhaltssignal angepasst werden, das am Bohrlochkopf gemessen wird. In ähnlicher Weise können die Bohrlochtemperaturmessungen verwendet werden, um die Genauigkeit der Druckprofile in Bohrlöchern zu verbessern, entweder Punktmessungen oder verteilte Messungen.
Verteilte Temperaturmessungen können unter Verwendung der Glasfasertechnik durchgeführt werden. Solche Messungen können innerhalb oder außerhalb der Produktionsrohrleitung durchgeführt werden und können konfiguriert sein, um die Temperatur in festgelegten Abschnitten vom Bohrlochkopf zum Bohrlochboden anzugeben. Verteilte Temperaturmessungen sind gegenüber dem Starten und Einsperren von Öl- und Gasbohrlöchern empfind lich. Das Temperaturprofil in einem Bohrloch, das während einer relativ langen Zeit produziert hat, ist im Lauf der Zeit stabiler als das Temperaturprofil bei einem Bohrloch, das vor kurzem gestartet oder eingesperrt wurde (E. Ivarrud, (1995): A Temperature Calculations in Oil Wells@; Engineering Thesis, Department of Petroleum Engineering and Applied Geophysics, Norwegian Institute of Technology, Trondheim). Verteilte Temperaturmessungen, die außerhalb der Produktionsrohrleitung durchgeführt werden, brauchen länger, um auf die Änderungen des Temperaturprofils innerhalb der Rohrleitung anzusprechen, als direkte Messungen (verteilte Temperaturmessungen innerhalb der Rohrleitung).
Die Kombination einer Druckimpulsströmungsratenmessung, einer Bohrlochdruckprofilmessung und einer verteilten Temperaturmessung liefert ähnliche Informationen wie diejenigen, die aus dem Betreiben eines Produktionskontrollmesswerkzeugs (PLT) erhalten werden.
Beispiele
Praktische Druckimpulstests/-messungen wurden in Mehrphasenbohrlöchern in der Nordsee auf den Oseberg und Gullfaks A und B Plattformen durchgeführt. Die Tests/Messungen zeigten, dass die Theorien, die durch die Joukowsky-Gleichung (Wasserschlag), die Darc-Weisbach-Gleichung (Förderleitungsinhalt) und die Wood-Gleichung (Wellenfortpflanzung) ausgedrückt werden, in den relevanten Situationen anwendbar sind.
Die Offshore-Tests haben gezeigt, dass der Druck des Förderleitungsinhalts, der am Bohrlochkopf gemessen wird, mehr Informationen enthältals die Massenströ mungsrate und die Mischungsdichte, die von Gudmundsson patentiert wurden ( norwegische Patente Nr. 174 643 und 300 437 ). Die zusätzlichen Informationen über den Förderleitungsinhalt umfassen die Wirkungen, die in 2 bis 6 gezeigt sind, und andere Wirkungen, die bei der Überwachung und dem Bohrlochvermessen von Öl- und Gasbohrlöchern von Bedeutung sind.
Zwei Förderleitungsinhaltssituationen wurden untersucht, um die vorliegende Erfindung zu veranschaulichen. Modelle die für den Erdölproduktionsbetrieb entwickelt und getestet worden waren, wurden verwendet, um den Förderleitungsinhaltsdruck in den beiden Situationen zu berechnen.
Beispiel 1
Die erste Situation ist eine Offshore-Ölquelle, die unter Bedingungen, die für die Nordsee typisch sind, mit einem Mehrphasenübergang, wie schematisch in 6 gezeigt, produziert. Der Wasserschlag und der Förderleitungsinhalt wurden für ein Offshore-Produktionsbohrloch unter der Annahme der folgenden Bedingungen berechnet:

Bohrlochkopfdruck, 90 bar.
Mischungsströmungsrate, 2600 Sm3/Tag (25,58 kg/s).
Mischungsdichte, 850 kg/m3.
Mischungsgeschwindigkeit am Bohrlochkopf, 1,8 m/s.
Schallgeschwindigkeit in der Mischung am Bohrlochkopf, 350 m/s.
Wasserschlag am Bohrlochkopf, 5,36 bar.
Gesamtlänge, 4500 m.
Bohrlochdurchmesser, 0,127 m.
Reibungsfaktor, 0,020.

Auf der Grundlage der Ergebnisse eines Fließgleichgewichts-Bohrlochströmungssimulators und der Wood-Gleichung wurde die Schallgeschwindigkeit in der Gas-Flüssigkeits-Mischung von dem Bohrlochkopf zum Boden des Bohrlochs geschätzt. Das Profil der Schallgeschwindigkeit ist in 7 gezeigt, wobei sie von 350 m/s am Bohrlochkopf bis zu 730 m/s in einer Tiefe von 1820 m entsprechend dem Gasentlösungspunktdruck zunimmt. Auf der Grundlage der Ergebnisse von einem Übergangsdruckimpulssimulator wurde der Wasserschlag und der Förderleitungsinhalt geschätzt und in 8 aufgetragen. Das Bohrloch war vertikal bis zu einer Tiefe von 2000 m und (zur Horizontalen) bei einer Tiefe von 2650 m bei einer Gesamtlänge von 4500 m umgelenkt.
In 8 ist der Bohrlochkopfdruck von 90 bar von dem Zeitpunkt Null bis zu etwa 2,5 Sekunden gezeigt. Dann schließt sich das schnell wirkende Ventil in etwa einer halben Sekunde; nach 3 Sekunden ist das Ventil vollständig geschlossen und der Wasserschlagdruck von 95,36 bar wird erreicht. Danach nimmt der Förderleitungsinhalt allmählich und dann schneller bis zum Zeitpunkt von etwa 6,5 Sekunden zu, wenn der Übergang von der Mehrphase zur Einphase erreicht wird, was der Tiefe entspricht, in der der Bohrlochdruck gleich dem Gasentlösungspunktdruck ist. Bei größeren Tiefen nimmt der Förderleitungsinhalt linear im Lauf der Zeit zu, was eine Einphasenströmung in einem Bohrloch mit konstantem Durchmesser angibt.
Der Druck des Förderleitungsinhalts in 8 kann mit der Bohrlochtiefe über eine Modellbildung in Beziehung gesetzt werden. Die Beziehung zwischen der Bohrlochtiefe und der Zeit ist in 9 gezeigt. Deshalb ist es durch die Druckimpulsmessungen an dem Bohrlochkopf möglich, das Bohrlochdruckprofil über die Tiefe zu berechnen. Die Druckimpulsmessungen an dem Bohrlochkopf ergeben den Druck des Förderleitungsinhalts mit der Zeit und die Modellbildung ergibt das Bohrlochdruckprofil.
Beispiel 2
Das zweite Beispiel betrifft eine horizontale Förderleitung/Pipeline, in der eine Mehrphasen-Gas-Flüssigkeits-Mischung strömt, wobei eine Feststoffablagerung die Strömung in einem bestimmten Abschnitt einschränkt. Der Wasserschlag und der Förderleitungsinhalt wurden für eine horizontale Förderleitung/Pipeline berechnet, in der eine Mehrphasen-Gas-Flüssigkeits-Mischung strömt, bei der eine Feststoffablagerung die Strömung in einem bestimmten Abschnitt einschränkt. Die folgenden Bedingungen wurden angenommen.

Länge der Förderleitung/Pipeline, 2 km.
Innendurchmesser, 0,1024 m.
Öldichte, 850 kg/m3.
Spezifisches Gewicht des Gases, 0,8 (-).
Durchschnittliche Schallgeschwindigkeit in der Mi schung, 250 m/s.
Einlassdruck der Förderleitung, 35 bar.
Reibungsfaktor, 0,023 (-).
Durchschnittliche Temperatur, 40°C.
Verhältnis von Gas zu Öl, 400 scf/STB.
Gesamte Strömungsrate 8 kg/s.

Die Förderleitung/Pipeline mit einer Feststoffablagerung, die bei den Berechnungen verwendet wird, ist in 10 gezeigt. Die Strömung ist von links nach rechts; der Auslassdruck wurde als 30 bar auf der Grundlage der Mehrphasen-Gas-Flüssigkeits-Strömung berechnet. Das schnell wirkende Ventil befindet sich an dem stromabwärtigen Niedrigdruckende der Förderleitung, und es wurde angenommen, dass es etwa 1 Sekunde braucht, um sich zu schließen. Hydraulisch aktivierte, schnell wirkende Ventile können in etwa einem Zehntel einer Sekunde geschlossen werden. Die meisten manuell betätigten Ventile bei dem Erdölproduktionsbetrieb können in einigen Sekunden geschlossen werden; jedoch tritt der größte Teil der Schließwirkung nach etwa 80% der Bewegung auf.
Die Feststoffablagerung in 10 beginnt in einem gewissen Abstand von dem Schließventil. Die Dicke der Ablagerungen nimmt über die ersten 100 m zu (der Durchmesser verringert sich von 10,24 cm auf 9,84 cm) und bleibt dann über 300 m konstant (Durchmesser 9,84 cm) und nimmt dann mit Bezug auf die Dicke über die letzten 100 m ab (der Durchmesser nimmt von 9,84 cm auf 10,24 cm zu). Der Druckimpuls bewegt sich von dem schnell wirkenden Ventil und stromaufwärts der Förderleitung/Pipeline.
Der Wasserschlagdruck und der Druck des Förderleitungsinhalts, die für die Förderleitung/Pipeline berechnet wurden, sind in 11 für die angenommene Massenströmungsrate von 8 kg/s berechnet. Die anfängliche Druckerhöhung von 30 bar bis etwa 32,5 bar ist der Wasserschlagdruck und die allmählichere Druckerhöhung ist der Druck des Förderleitungsinhalts. Die Erfahrung aus den Oseberg und Gullfaks A und B Feldern hat gezeigt, dass der Wasserschlagdruck und der Druck des Förderleitungsinhalts leicht unter Verwendung von Standarddruckwandlern gemessen werden können.
Die in 11 gezeigten Berechnungen wurden für Ablagerungen durchgeführt, die sich 500 bis 1000 m stromaufwärts des schnell wirkenden Ventils befanden. Der Wasserschlag und der Förderleitungsinhalt sind in 11 zusammen mit dem Druck des Förderleitungsinhalts für eine saubere Förderleitung/Pipeline (ohne Feststoffablagerung) aufgetragen. Die Fig. zeigt, wie eine 500 m lange Feststoffablagerung den Druck des Förderleitungsinhalts in der 2 km langen Förderleitung/Pipeline beeinflusst.
Die Analyse des Drucks des Förderleitungsinhalts, die in 11 gezeigt ist, macht es möglich, die Feststoffablagerung zu lokalisieren und die Dicke der Ablagerung und ihre gesamte Länge abzuschätzen. Eine solche Analyse umfasst die Messung der Massenströmungsrate durch das patentierte Druckimpulstesten von Gudmundsson ( norwegisches Patent Nr. 300 437 ).
Zusammenfassend ist das erfindungsgemäße Verfahren wirksam, um eine Druckprofilmessung in Bohrlöchern, in denen Mehrphasenmischungen strömen, und in Bohrlöchern, in denen Einphasenflüssigkeit strömt, und in Bohrlöchern, in denen Einphasengas strömt, durchzuführen. Es ist auch wirksam, Druckprofilmessungen in Förderleitungen (die verschiedenen Pipelines, die Bohrlöcher und Unterwasserführungsgerüste verbinden und des weiteren mit Plattformen und Rohren vom Bohrlochkopf zur Verarbeitung usw. verbinden) und Pipelines (der längere Typ) durchzuführen.
Das Verfahren kann verwendet werden, um Änderungen, die mit den Eigenschaften der Fluidströmung in Bohrlöchern/Förderleitungen/Pipelines zusammenhängen, einschließlich Änderungen des wirksamen Strömungsdurchmessers, der Wandreibung und der Strömungsraten und Fluidzusammensetzung usw. festzustellen und zu überwachen. Solche Änderungen können bei der Analyse des Bohrloch-/Förderleitungs-/Pipeline-Zustands verwendet werden.
Das Verfahren kann mit verteilten Temperaturmessungen kombiniert werden, um gleichzeitige Druck- und Temperaturprofilmessungen in Bohrlöchern durchzuführen und liefert so in Kombination mit einer Druckimpuls-Strömungsratenmessung Informationen ähnlich wie herkömmliche Produktionskontrollmesswerkzeuge.
Während der vollständigste Satz von Daten durch Messen während und nach einer vollständigen Absperrung erhalten wird, kann auch eine Menge Informationen erhalten werden, wenn das Ventil nur teilweise geschlossen ist, was bei einer Produktionssituation leichter zu handhaben sein könnte.
Obgleich einige bevorzugte Formen der Erfindung in den Beispielen und unter Bezugnahme auf die Zeichnungen beschrieben wurden, sind für Fachleute Änderungen ersichtlich. So ist die Erfindung nicht auf die beschriebenen Ausführungsformen beschränkt und Modifikationen können vorgenommen werden, ohne den Gedanken und den Umfang der Erfindung zu verlassen, die in den beigefügten Ansprüchen definiert ist.

Claims

Verfahren zum Bestimmen von Druckprofilen in Bohrlöchern, Leitungen und Pipelines, durch die Einphasen- und Mehrphasen-Fluide strömen, dadurch gekennzeichnet, dass die Strömung mit einem Schnellschlussventil vorübergehend oder teilweise geschlossen wird und der Druck kontinuierlich an einem eine kurze Entfernung stromauf gelegenen Punkt aufgezeichnet wird, und die aus einer Darcy-Weisbach-Gleichung bekannten Beziehungen Δp_f = (f/2) (ΔL/d)ρu^2,verwendet werden, wobei f (dimensionslos) der Reibungsfaktor ist, L (m) die Rohrlänge, d (m) der Rohrdurchmesser, (kg/m³), ρ (kg/m³) die Fluiddichte und u (m/s) die Fluidgeschwindigkeit ist, um den Reibungsdruckabfall zu bestimmen, wodurch ein Zeitprotokoll der gemessenen Druckänderung in dem Bohrloch, der Leitung oder der Pipeline erhalten wird und ein Distanzprotokoll der Druckänderung aus dem Zeitprotokoll mittels der Formel ΔL = 0,5 a Δtermittelt wird, wobei a der Schätzwert der Schallgeschwindigkeit in dem Fluid ist, um die Beziehung zwischen der Zeit (Δt) und der Distanz (ΔL) zu erhalten.
Verfahren zum Bestimmen von Druckprofilen nach Anspruch 1, wobei die aus einer Joukowsky-Gleichung bekannten Beziehungen Δp_a = ρuaverwendet werden, wobei ρ (kg/m³) die Fluiddichte darstellt, u (m/s) die Fluidströmungsgeschwindigkeit, und a (m/s) die Schallgeschwindigkeit in dem Fluid, um die Schallgeschwindigkeit im Fluid zu schätzen.
Verfahren zum Bestimmen von Druckprofilen nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Schätzwert der Schallgeschwindigkeit auf der Zeit zwischen abrupten Druckänderungen am Zeitprotokoll beruht, hervorgerufen durch die Ausrüstung, eine Änderung des Strömungsbereichs an bekannten Positionen entlang dem Bohrloch, der Leitung oder der Pipeline.
Verfahren zum Bestimmen von Druckprofilen nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Schätzwert der Schallgeschwindigkeit auf einer Messung und einem Vergleich zwischen Zeitprotokollen beruht, die an mindestens zwei unterschiedlichen Positionen entlang der Leitung vorgenommen wurden.
Verfahren nach Anspruch 1 zum Erhalten eines kombinierten Druck- und Temperatur-Protokolls, dadurch gekennzeichnet, dass ein Temperaturprotokoll anhand von Optikfasern in der Tiefe in dem Bohrloch gemessen wird.
Anwendung des Verfahrens nach Anspruch 1 zum Erfassen und Lokalisieren eines Zustroms zu einem Bohrloch, einer Leitung oder einer Pipeline.
Anwendung des Verfahrens nach Anspruch 1 zum Erfassen und Lokalisieren von Leitungsfehlern wie einem Kollabieren.
Anwendung des Verfahrens nach Anspruch 1 zur Bestimmung des effektiven Durchmessers des Bohrlochs, der Leitung oder der Pipeline an verschiedenen Stellen.
Anwendung des Verfahrens nach Anspruch 1 zum Erfassen und Lokalisieren von Ablagerungen wie Hydraten, Wachs, Asphalten oder Sand.
Anwendung des Verfahrens nach Anspruch 1 zum Erfassen und Lokalisieren von Fehlern wie Lecks.
Anwendung des Verfahrens nach Anspruch 1 zum Erfassen welche(s) von mehreren Gashebeventilen gerade in Betrieb ist/sind.
Anwendung des Verfahrens nach Anspruch 1 zum Lokalisieren und Quantifizieren der Leistung von bei der Öl- und/oder Gasförderung verwendeter Strömungs- bzw. Leitungsausrüstung.