BRPI0618659B1

BRPI0618659B1 - Method for monitoring fluid properties with a distributed sensor in a well hole

Info

Publication number: BRPI0618659B1
Application number: BRPI0618659-9A
Authority: BR
Inventors: Edward Dria Dennis; Henry Kreisler Rambow Frederick; Wicks Moye Iii
Original assignee: Shell Internationale Research Maatschappij B.V.
Priority date: 2005-11-21
Filing date: 2006-11-17
Publication date: 2017-12-05
Also published as: JP2009516787A; ATE454531T1; US7409858B2; EA200801403A1; EP1974121A1; BRPI0618659A2; AU2006318645B2; EP1974121B1; WO2007061932A1; US20070125163A1; DE602006011657D1; AU2006318645A1; CA2628133C; CA2628133A1; CN101313127A; NO20082761L

Abstract

método para monitorar propriedades de fluido com um sensor distribuído em um furo de poço e furo de poço com um intervalo de produção. um método para monitorar propriedades de fluido com um sensor distribuído em um furo de poço dotado de uma superficie interna, um topo e um fundo compreendendo fazer o sensor distribuído assumir uma forma helicoidal, tracionar o sensor distribuído no sentido do fundo do furo de poço, enquanto preservando a forma helicoidal do sensor distribuído,alimentar o sensor distribuído ao interior do furo de poço de maneira que o sensor distribuído esteja em contato substancialmente contínuo com a superficie interna, e permitir o sensor distribuído a se tornar pelo menos parcialmente suportado por fricção na superfície interna.

Description

“MÉTODO PARA MONITORAR PROPRIEDADES DE FLUIDO COM UM SENSOR DISTRIBUÍDO EM UM FURO DE POÇO” Campo da Invenção A presente invenção trata de um método para monitorar propriedades de fluido com um sensor distribuído em um furo de poço.

Fundamentos Na indústria de oleo e gás, confere-se um valor considerável na faculdade de monitorar as propriedades de fluxo de fluido em um poço. Muitos poços consistem de várias zonas produtoras de hidrocarboneto que variam em permeabilidade e são perfuradas ou de outro modo deixadas abertas para permitir a produção. Há conveniência em obter dados de fluxos de cada uma destas zonas para tomar decisões operacionais com relação à taxa de produção, estimulação, correção, e outras questões que se apresentam na operação do poço. Além dos dados de fluxo de produção, dados de fluxo de injeção são também valiosos pois podem revelar quanto fluido está sendo injetado em uma zona específica e como esse fluido está sendo absorvido pela formação.

Para se dirigir a esta necessidade,, a indústria desenvolveu um conjunto de tecnologias de “poço inteligente” que é projetado para medir as propriedades de fluxo em um poço produtor. Entre as propriedades frequentemente medidas se incluem, porém, sem estar limitadas à temperatura, pressão, composição, e taxa de vazão. Alguns instrumentos de medição são instalados no poço permanentemente para monitoração a longo prazo ao passo que outros são baixados no interior do poço durante uma intervenção para obter uma medição temporária. A despeito dos progressos nestas tecnologias de poço inteligentes, as ferramentas atualmente disponíveis são limitadas por desafios técnicos. Alguns desafios técnicos incluem a construção de um dispositivo sensor que é bastante durável para suportar as condições severas do ambiente no fundo do poço, conferir energia a um dispositivo dessa natureza, aumentar a confiabilidade de sistemas sensores de fundo de poço, e desenvolver uma ferramenta que meça as propriedades do fluxo no furo de poço sem interferir com a produção. Embora numerosos aparelhos de fundo de poço para medir a temperatura, pressão, e outras propriedades, tenham sido desenvolvidos, medições discretas em vários pontos no poço somente revelam detalhes limitados acerca das condições de fluxo no fundo do furo. Idealmente, um operador gostaria de obter um perfil contínuo em tempo real das propriedades de fluxo ao longo da extensão e circunferência do furo de poço assim como radialmente para o interior da formação.

Um novo desenvolvimento promissor na área de sensoriamento no fundo do poço é o sensoriamento de temperatura distribuído ou DTS. Veja-se James J. Smolen e Alex van der Spek, Disributd Temperature Sensing: A DTS Primer for Oil & Gás Production, Shell International Exploration and Production B.V. (Maio de 2003). Um sistema DTS opera utilizando um sensor distribuído como o mecanismo de detecção. Uma vez que o sensor distribuído seja instalado no poço, um pulso de luz laser é transmitido ao longo da fibra de forma que colida com a estrutura de retícula e átomos da fibra fazendo que emita pequenas rajadas de luz, que são retro dispersas ou retomadas ao inicio da fibra. Estas rajadas de luz são retomadas a freqüências ligeiramente desviadas. Devido a este desvio de freqüência, a luz dispersa de retomo presta informações, que podem ser usadas para determinar a temperatura no ponto do qual a dispersão refletida se originou. Devido à velocidade da luz ser constante, pode-se determinar a distância da superfície para o ponto onde a temperatura foi registrada usando tempo de propagação transcorrido do pulso de luz. Continuamente monitorando a luz dispersa de retomo, pode-se obter m perfil continuo de temperatura ao longo do comprimento da fibra. O pedido de patente norte-americano US 2005/0034873 Al (doravante Coon) apresenta m método para aplicar uma linha de fibra óptica sensora em um furo de poço. O método em Coon inclui proporcionar um elemento tubular no furo de poço, o tubular tendo um primeiro conduto operativamente afixado ao mesmo, com isto o primeiro conduto se estende substancialmente pela inteira extensão do elemento tubular. O método ainda compreende alinhar o primeiro conduto com um segundo conduto operativamente afixado a um componente no fundo do furo e a formação de uma conexão hidráulica entre o primeiro conduto e o segundo conduto desse modo completando uma passagem para a linha de sensor de fibra ótica ser compelido através com uma bomba de fluido e uma mangueira. Ainda que este método possa prestar dados de fluxo ao longo da inteira extensa do poço, as medições são limitadas a um único lado do furo de poço. Idealmente, os operadores gostariam de obter um perfil completo do afluxo e efluxo do poço ao longo de sua profundidade e circunferência. A patente norte-americana US 5,804,713 (subsequentemente Kluth) apresenta um aparelho para a instalação de sensores de fibra óptica em poços. Kluth apresenta um aparelho com um primeiro canal contendo pelo menos um mecanismo de locação de sensor com pelo menos uma espira de tal modo que a disposição física do sensor após ter sido bombeado para o mecanismo de locação de sensor não seja linear, e a espira compreende um laço de conduto hidráulico. Essencialmente, o sensor é instalado bombeando a linha através de um conduto hidráulico, que é enrolado em tomo do tubo de produção. Algumas partes do conduto permitem que o cabo de fibra óptica seja enrolado circunferentemente em tomo do tubo ao passo que outras proporcionam uma configuração linear. Genericamente, um fluido de baixa viscosidade tem de ser mantido a uma taxa de vazão específica de maneira a localizar a fibra em uma locação sensora específica. Em algumas aplicações, uma carga é aplicada à linha de fibra óptica, que podería causar dano potencial às suas faculdades sensoras. A patente norte-americana US 6,959,604 (doravante Bryant) apresenta um aparelho para medir uma pressão instável no interior de um tubo compreendendo um sensor óptico incluindo pelo menos uma fibra ótica disposta circunferentemente em torno de pelo menos uma parte de uma circunferência do tubo. A fibra óptica fornece um sinal óptico indicativo do comprimento da fibra. Um instrumento óptico determina um sinal indicativo da pressão instável em resposta ao sinal óptico. Neste sistema a fibra é enrolada circunferentemente em torno do tubo.

Sumário da Invenção A presente invenção inclui um método para monitorar propriedades de fluido comum sensor distribuído em furo de poço tendo uma superfície interna, um topo e um fundo compreendendo fazer o sensor distribuído assumir uma forma helicoidal, puxando o sensor distribuído no sentido do fundo do furo de poço, enquanto preservando a forma helicoidal do sensor distribuído, alimentando o sensor distribuindo ao interior do furo de poço de forma que o sensor distribuído esteja substancialmente em contato contínuo com a superfície interna, e permitindo que o sensor distribuído torne-se pelo menos parcialmente suportado pela fricção na superfície interna. A presente invenção inclui um furo de poço com um intervalo produtor compreendendo um sensor distribuído pelo menos parcialmente suportado por fricção. A presente invenção inclui um método para produzir petróleo que compreende munir um furo de poço com um sensor distribuído instalado no fundo de sondagem de tal maneira que o sensor distribuído seja pelo menos pardalmente suportado por fricção, medir as propriedades de fluído com o sensor distribuído, e produzir óleo do furo de poço.

Descrição Sucinta dos Desenhos A presente invenção é mais bem entendida pela leitura da seguinte descrição de modalidades de realização não li mi lati vas com referência aos desenhos apensus, de acordo com os quais partes idênticas de cada figura são identificadas pelos mesmos numerais de referência, e que são sucintamente descritas como segue, onde: a figura 1 mostra uma vista em seção transversa] de um sensor distribuído com uma seção transversal retangular; a figura 2 mostra uma vista em seção transversal de um sensor distribuído com uma seção transversal aerodinâmica; a figura 3 mostra uma vista lateral de um sensor distribuído sendo instalado no tubo de produção de um completamenio de um poço entubado; a figura 4 mostra uma vista lateral do sensor distribuído no completamenio de poço entubado; a figura 5 mostra uma vista lateral do sensor distribuído instalado no completamento de poço entubado; a figura 6 mostra uma vista lateral do sensor distribuído instalado no completamento de poço entubado acoplado com um sistema de controle na superfície; a figura 7 mostra uma vista lateral do sensor distribuído apresentado em um poço entubado sem o tubo de produção; a figura 8 mostra uma vista lateral do sensor distribuído apresentado em um completamento não entubado; a figura 9 mostra uma vista lateral do sensor distribuído apresentado em um completamento de poço não entubado com tubo de produção; a figura 10 mostra uma vista lateral de um sensor distribuído apresentado através do intervalo de produção de um completamento; e, a figura 11 mostra uma vista oblíqua de um poço multilateral com as instalações de sensor distribuído através de intervalos de produção.

Descrição Detalhada Como um resultado de realização intensiva para resolver os problemas acima mencionados, os autores da presente invenção fizeram as seguintes descobertas. A presente invenção trata de um método para monitorar propriedades de fluido com um sensor distribuído em um furo de poço. No presente pedido, o termo “propriedades de fluido” é proposto para se reportar à pressão, temperatura, taxa de vazão, deformação, condutividade, velocidade sônica, composição, presença de partículas ou de qualquer outra característica relacionada com o fluido do furo de poço. O termo “sensor distribuído” é usado para se reportar a qualquer sensor suscetível de obter medições distribuídas. Entre os exemplos se incluem, porém, sem estar limitados a fibras ópticas, sensores de temperatura distribuídos, e MEMS (sistemas micro eletromecânicos).

Reportando-se aos desenhos, as figuras 1 e 2 representam modalidades dos tipos de sensores distribuídos que podem ser usados na presente invenção. Embora estas figuras representem sensores configurados para medir taxa de vazão, o método não deve ser limitado ao uso com estes tipos de sensores. A figura 1 mostra o sensor distribuído 100 com uma seção transversal retangular; neste caso um sensor de fibra óptica é representado. O sensor distribuído 100 compreende sensor a montante 101 e sensor a jusante 102. O elemento aquecedor 103 é colocado entre o sensor a montante 101 e o sensor a jusante 102. O sensor a montante 101, o sensor a jusante 102 e o elemento aquecedor 103 são enfeixados em um tubo 104, que é coberto com o membro protetor 105 para isolar o equipamento do fluido 106. O item 106 indica a direção do fluido fluindo através do sensor distribuído 100. O sensor distribuído 100 funciona de uma maneira similar a um anemômetro de elemento quente como descrito na patente US 6 705 158 BI e na patente US 4 011 756 que são ambas aqui incorporadas a título de referência. Quando fluido 106 flui através do sensor distribuído 100, a temperatura no sensor a montante 101 é ligeiramente mais fria que a temperatura no sensor a jusante 102. Subtraindo a temperatura no sensor a montante 101 da temperatura no sensor a jusante 102, pode se determinar o aumento da temperatura em proporção ao calor absorvido ao longo do sensor distribuído 100. A partir deste valor, a taxa de vazão local de fluido 106 pode ser derivada. A figura 2 mostra o sensor distribuído 200 com uma seção transversal aerodinâmica. Neste desenho, o sensor a montante 201 e o sensor a jusante 202 são mostrados encerrados no tubo 204 com o elemento aquecedor 203 e intermitentemente dispostos. O membro protetor 205 encerra o equipamento para sua proteção em relação ao fluido 206. O sensor distribuído 200 na figura 2 funciona essencialmente da mesma maneira que o sensor distribuído 100 na figura 1 descrita acima.

Além das configurações representadas, muitas outras configurações de sensor podem ser usadas. Por exemplo, um sensor distribuído de fibra óptica de núcleo tríplice podería ser usado. Neste caso, o sensor podería ter uma forma triangular. Além disso, um sensor que meça temperatura, um que meça pressão, e um que meça deformação poderíam ser conjuntamente enfeixados em um único tubo. A presente invenção é proposta para uso em uma variedade de ambientes no fundo do furo (e.g., poço entubado, poço não entubado, multilateral). As figuras 3 a 7 mostram modalidades da presente invenção instaladas em um completamento de poço entubado 300. Reportando-se à figura 3, o poço 302 é forrado com a tubagem 303 e opcionalmente cimentado em posição. Comunicação de fluido é estabelecida com a formação 301 pela formação das perfurações 304 utilizando métodos tradicionais conhecidos na técnica de completamento de poço. Tubos de produção 305 são instalados no poço 302 no interior da tubagem 303.

Esta modalidade da presente invenção utiliza um sensor distribuído para monitorar as propriedades de fluido do poço. Para proporcionar pontos de dados suficientes para interpretar um perfil de produção ao longo da extensão e circunferência do poço, um sensor distribuído helicoidal é passado em torno do interior do poço. A instalação do sensor distribuído desta maneira helicoidal habilita o operador a obter um perfil circunferente ao longo da inteira extensão do poço. Além disso, esta configuração pode aumentar a resolução vertical e minimizar o arraste, desse modo habilitando o sensor a melhor suportar a velocidade do fluxo.

Ames da instalação, o sensor distribuído 306 é enrolado em torno do dispositivo de dispositivo de enrolamento 307, causando a preservação de um perfil helicoidal. Após o sensor distribuído 306 ser enrolado, é tracionado para o interior do poço 302 pela afixação de um contrapeso 309 à extremidade do sensor distribuído 306 e efetuar sua tração para baixo. Qualquer tipo de peso ou mecanismo para puxar o sensor distribuído 306 para o interior do poço 302 poderia ser usado como uma alternativa ao contrapeso 309. O conjunto de roldana 308 é usado para alimentar o sensor distribuído 306 ao interior do poço 302. Á medida que o sensor distribuído 306 está sendo alimentado ao interior do poço 302. O conjunto de roldana 308 mede a tensão no topo do poço 302. O contrapeso 309 é usado para baixar o sensor distribuído 306 no interior do poço 302, parcialmente o endireitando, porém, preservando a forma em espiral, porém preservando a forma em espiral proveniente do dispositivo de enrolamento 307.

Após o sensor distribuído 306 ser plenamente inserido no interior do poço 302, o contrapeso 309 é descido abaixo da última perfuração 304 no fundo do poço 302 como mostrado na figura 4. Quando isto é completado, a tensão no topo do poço 302 principia a declinar e o sensor distribuído 306 principia a assumir uma forma mais em espiral do fundo do poço 401 para cima devido aos efeitos do peso distribuído do sensor 306. O sensor distribuído 306 principia a se bobinar próximo ao fundo do tubo de produção 402 e aumentar em raio, alcançando a superfície de parede do tubo de produção 305. À medida que mais sensor distribuído é alimentado a partir do topo, a parte bobinada entrando em contato com a parede do tubo de produção 305 principia a crescer.

Como mostrado na figura 5, eventualmente a tensão sentida no topo do poço 302 reduz-se a zero à medida que o sensor distribuído 306 torna-se suportado por fricção na parede do tubo de produção 305. Conforme mostrado na figura 6, uma extensão maior do sensor distribuído 306 é compelida para o interior do poço 301 para assegurar que o sensor distribuído bobinado 306 atinja o topo do poço e que a fricção o mantenha em posição quando o poço principia a fluir. Opcionalmente, no caso onde o sensor distribuído é um cabo de fibra óptica, pressão pode ser aplicada ao membro contendo a fibra. A aplicação de pressão faz o sensor bobinado se endireitar; todavia, é limitado pela superfície de parede do tubo de produção 305. Isto aumenta a fricção entre o sensor e a parede do tubo de produção.

Para assegurar que o sensor distribuído tenha a extensão correta para atingir a inteira profundidade do poço e cobrir a inteira circunferência, a extensão do sensor distribuído tem de ser maior que a profundidade do poço por um fator de onde D é o diâmetro do poço e Pé o diâmetro de roldana. Idealmente após a instalação, o sensor distribuído 306 deve ser uma bainha bobinada cobrindo substancialmente a inteira extensão e circunferência do poço 302.

Após o sensor distribuído 306 ser instalado, é então conectado com controles na superfície 601, o poço é selado, e o conjunto de bainha é desconectado. O sensor distribuído 306 agora proporciona um mecanismo para obter um perfil distribuído de fluxo em torno da circunferência e extensão do poço 302. A figura 7 mostra uma modalidade alternativa do completamento do poço entubado onde o sensor distribuído 306 é baixado no interior do poço 302 pelo conjunto de roldana 308. Na presente modalidade, inexiste tubo de produção e o sensor distribuído é estendido no tubo de revestimento 303. Aqui a fricção entre o tubo de revestimento 303 e o sensor distribuído retém o sensor distribuído em posição.

As figuras 8 e 9 mostram modalidades da presente invenção instalada no completamento de poço não entubado 800. As figuras mostram o poço não entubado 800 consistindo do poço perfurado no interior da formação 802 e deixado não entubado. Opcionalmente tubo de produção (não mostrado) pode ser instalado no oco 302. Caso tubo de produção seja instalado, o sensor distribuído pode ser estendido no tubo de produção como mostrado nas modalidades de poço entubado.

Altemativamente o sensor distribuído pode ser estendido diretamente no interior do poço. Nestas modalidades, o sensor distribuído 306 é alimentado ao interior do poço 801 usando o dispositivo de enrolamento 307 e conjunto de roldana 308. O sensor distribuído 306 é baixado no interior do poço 701 pelo peso do contrapeso 309. A figura 8 mostra o sensor distribuído 306 plenamente instalado no completamento de poço não entubado 800. Como mostrado, o sensor distribuído 306 forma uma espiral apertada contra a formação 802 no poço 801. A figura 9 mostra o tubo de produção 901 instalado no completamento de poço não entubado 800. Aqui o sensor distribuído 306 forma uma espiral apertada contra a superfície interna do tubo de produção 901 de uma maneira similar àquela mostrada nas figuras 3 a 6 representando a aplicação de poço entubado. O sensor distribuído é suportado por fricção contra o poço.

Uma vez que o sensor distribuído seja instalado em um completamento de poço entubado ou não entubado, o operador pode produzir óleo enquanto monitorando as propriedades de fluido no poço. Conforme anteriormente exposto, uma modalidade da invenção é dirigida para a medição das propriedades de fluxo, uma propriedade de fluxo freqüentemente útil é a taxa de vazão. O monitoramento da taxa de vazão é realizado pela medição da temperatura do fluido no sensor a montante para obter um primeiro valor medindo a temperatura do fluido no sensor a jusante para obter um segundo valor, subtraindo o primeiro valor do segundo valor para obter um terceiro valor correspondente ao aumento de temperatura em proporção ao calor absorvido ao longo do sensor distribuído; e, derivar a taxa de vazão do terceiro valor. Na presente modalidade, se as propriedades térmicas, insumo de calor por comprimento unitário, e resistividade de elemento aquecedor são conhecidas, pode-se derivar a taxa de vazão porque a variação da temperatura medida será proporcional à taxa de vazão conduzindo calor para o interior do fluido. Este cálculo pode ser realizado utilizando análise de estado estável de elemento finito. A figura 10 mostra outra modalidade da invenção na qual um sensor distribuído é estendido através de somente o intervalo de produção de um completamento. A presente modalidade pode ser particularmente útil em poços horizontais, poços multilaterais, ou situações em que existam limitações de custo ou transmissão de dados. Na presente modalidade, o poço 900 é dividido em seção horizontal 901 e seção vertical 902. O poço 900 é forrado com a tubagem 903, que é perfurada como mostrado pelo elemento de desenho 904. A tubagem (de revestimento interno) é constituída de várias juntas, uma das quais é uma junta sensora 905. A junta sensora 905 contém o sensor distribuído 906, que é bobinado sobre a superfície interna da junta. Além de constituir uma junta de tubagem 905 também podería ser um filtro de controle de areia, uma seção de filtro de controle de areia, uma seção de tubagem, ou qualquer outro componente de fundo de furo. As juntas de tubagem tradicionais 907 são instaladas na tubagem 903 juntamente com a junta sensora 905, que é disposta a uma profundidade correspondente ao intervalo de produção do poço. Em um tempo especificado, o operador pode desenrolar o sensor distribuído 906 dessa forma estendendo o sensor através do intervalo de produção. A presente modalidade também pode ser adaptada para uso em poços multilaterais conforme mostrado na figura 11. A figura 11 mostra o poço multilateral 1100 perfurado na formação 1101. O poço multilateral 110 consiste da perna um 1102 (forrada com a tubagem 1103 e perfurada em 1104) e da perna dois 1105 (forrada com a tubagem 1106 e perfurada em 1107). O primeiro sensor distribuído 1108 e o segundo sensor distribuído 1109 são previstos. A primeira tubagem 1110 é instalada na perna um 1102 e a segunda tubagem 1111 é instalada na perna dois 1105. O primeiro sensor distribuído 1108 é bobinado no interior da primeira tubagem 1110, e o segundo sensor distribuído 1109 é bobinado no interior da segunda tubagem 1111. Conectores 1112e 1113 conectam o primeiro sensor distribuído 1108 e o segundo sensor distribuído 1109 com o controle de superfície 1114. Em um tempo especificado, um operador pode optar por estender quer o primeiro sensor distribuído 1108 através do intervalo de produção da perna um 1102 e/ou estender o segundo sensor distribuído 1109 através do intervalo de produção da perna dois 1105.

Aqueles versados na técnica apreciarão que muitas modificações e variações são possíveis em termos das modalidades, configurações, materiais e métodos expostos sem se afastar de seu espírito e âmbito. Conseqüentemente, o âmbito das reivindicações aqui apensas e de seus equivalentes funcionais não deve ser limitado pelas modalidades de realização específicas descritas e ilustradas aqui, pois estas são meramente de natureza ilustrativa.

REIVINDICAÇÕES

Claims

1. Método para monitorar propriedades de fluido com um sensor distribuído (306) em um furo de poço (302) tendo uma superfície interna» um topo e um fundo, onde o sensor distribuído (306) é usado para obter um perfil das propriedades de fluido ao longo de um comprimento do furo de poço (302), caracterizado pelo fato de que compreende: fazer o sensor distribuído (306) assumir uma configuração helicoidal; tracionar o sensor distribuído (306) no sentido do fundo do furo de poço (302), enquanto preservando a forma helicoidal do sensor distribuído (306); alimentar o sensor distribuído (306) para o interior do furo de poço (302) de forma que o sensor distribuído (306) esteja em contato contínuo com a superfície interna; e, permitir que o sensor distribuído (306) se tome pelo menos parcialmente suportado por fricção na superfície interna.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que fazer o sensor distribuído (306) assumir uma forma helicoidal compreende enrolar o sensor distribuído (306) em torno de um dispositivo de enrolamento (307).

3. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que compreende ainda medir a tensão do .sensor distribuído (306) no topo do furo de poço (302).

4. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que tracionar o sensor distribuído (306) no interior do furo de poço (302) compreende afixar um contrapeso (309) à extremidade do sensor distribuído (306).

5. Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que a alimentar o sensor distribuído (306) no interior do furo de poço (302) compreende administrar o sensor distribuído (306) com o dispositivo de enrolamento (307) e baixar o sensor distribuído (306) com o dispositivo de enrolamento (307) e baixar o sensor distribuído (306) através de um conjunto de roldana (308).

6. Método de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que compreende ainda continuar a alimentar o sensor distribuído (306) ao interior do furo de poço (302) até o sensor distribuído (306) se tomar uma bainha bobinada cobrindo a inteira extensão e circunferência do furo de poço (302).

7. Método de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que o comprimento do sensor distribuído (306) é maior que a profundidade do furo de poço (302) pelo fator onde D é o diâmetro do furo de poço (302) e P é o diâmetro do dispositivo de enrolamento (307).

8. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que compreende ainda conectar o sensor distribuído (306) com um sistema de controle na superfície (601).

9. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que compreende ainda monitorar as propriedades de fluido com o sensor distribuído (306).

10. Método de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o sensor distribuído (306) é selecionado do grupo consistindo de sensores de fibra óptica» sensor de temperatura distribuída, sensores de pressão distribuída, e sensores micro eletromecânicos.

11. Método de acordo com a reivindicação 10» caracterizado pelo fato de que o sensor distribuído (306) compreende um sensor a montante (101)» um sensor a jusante (102), e um elemento aquecedor (103) enfeíxados em um membro protetor (105).

12. Método de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que compreende ainda aplicar pressão ao membro protetor (105) para compelir o sensor distribuído (306) contra a superfície interna e aumentar a fricção entre o sensor distribuído (306) e a superfície interna.

13. Método de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a monitoração das propriedades do fluxo de fluido no interior do furo de poço (302) compreende: medir a temperatura do fluido no sensor a montante (101) para obter um primeiro valor; medir a temperatura do fluido no sensor a jusante (102) para obter um segundo valor; subtrair o primeiro valor do segundo valor para obter um terceiro valor correspondente ao aumento em temperatura em proporção ao calor absorvido ao longo do sensor distribuído (306); e, derivar a taxa de vazão a partir do terceiro valor.

14. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que o furo de poço (302) é um poço não revestido no qual uma tubagem (305) é instalada, e a superfície interna refere-se à superfície interna do furo de poço (302) ou à superfície interna da tubagem (305).

15. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que o furo de poço (302) é um furo de poço no qual revestimento (303) e tubagem (305) são instalados, e a superfície interna refere-se à superfície interna do revestimento (303) ou à superfície interna da tubagem (305).