CN101473104A - 流体分流测量方法和系统 - Google Patents

流体分流测量方法和系统 Download PDF

Info

Publication number
CN101473104A
CN101473104A CNA2007800229146A CN200780022914A CN101473104A CN 101473104 A CN101473104 A CN 101473104A CN A2007800229146 A CNA2007800229146 A CN A2007800229146A CN 200780022914 A CN200780022914 A CN 200780022914A CN 101473104 A CN101473104 A CN 101473104A
Authority
CN
China
Prior art keywords
fluid
pipe
flow
sensor
injection port
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CNA2007800229146A
Other languages
English (en)
Other versions
CN101473104B (zh
Inventor
伊恩·库珀
巴特·托米尔
科林·惠塔克
卡罗莱娜·道特里奇
墨塔礼·齐奥丁
加里·奥迪
费德赫尔·雷兹古伊
安德鲁·帕里
克里斯·莱恩
史蒂夫·戴维斯
沃伦·曾拉克
穆萨·凯恩
弗兰克·F·埃斯皮诺萨
戈克图克·通克
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Schlumberger Canada Ltd
Prad Research and Development Ltd
Original Assignee
Prad Research and Development Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Prad Research and Development Ltd filed Critical Prad Research and Development Ltd
Publication of CN101473104A publication Critical patent/CN101473104A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN101473104B publication Critical patent/CN101473104B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E21B47/113—Locating fluid leaks, intrusions or movements using electrical indications; using light radiations
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/74—Devices for measuring flow of a fluid or flow of a fluent solid material in suspension in another fluid

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Measuring Volume Flow (AREA)
  • Sampling And Sample Adjustment (AREA)
  • Indicating Or Recording The Presence, Absence, Or Direction Of Movement (AREA)

Abstract

描述了流体分流测量系统和方法。一个系统包括具有主流动通道(19)和流体分流端口(23)的一部分管道，该管道部分适合于在流体分流操作过程中是运动的或者静止的；至少所述管道部分中的两个传感器(64、66)，至少一个传感器位于所述流体分流端口的上游，至少一个传感器位于所述流体分流端口的下游，每个传感器适于测量通过所述流体分流端口被分流到井眼中的流体参数；以及用于实时使用测量参数以监视、控制或者监视和控制所述流体分流的设备。

Description

流体分流测量方法和系统
技术领域
本发明一般涉及油田流体分流系统和方法，更确切地说，涉及可利用被实时执行和评估的作业前设计以确保处理流体在储油层中被有效分流的流体分流测量系统和方法。
背景技术
可以认识到增产分流方法和系统已被使用多年。一般地，增产分流方法和系统是由井下生产测井仪(PLT)、带有γ射线检测仪的放射性示踪剂以及测量分布温度的光纤管组成。PLT中的这些测量数据通常有单个压力、单个流量表、γ射线和温度。当电缆和/或光纤纤维被连接到挠性管内时，来自这些井下仪器的数据是实时的，或者当工作之后所述数据被收集时，来自这些井下一起的数据处于存储模式。
传统增产分流方法和系统的主要问题在于测量数据的整理，是否被实时收集或者延迟会比较困难。在多数情况下，在所述数据被收集之后将进行几个小时的整理。如果遥测系统没有被硬连接(hardwired)到所述地面，到所述地面的延时时间/数据时间在整理的时序方面也变得困难。传统增产分流方法和系统的另一问题在于所述测量数据没有被设计成以给正在被执行的服务提供定性响应。许多服务之一是流体分流到油井的储油层部分。传统增产分流方法和系统的另一问题在于它们从未被设计成以在例如挠性管的油田管的端部上运行。对于被设计成以在电缆端部上运行的测井仪流量计来，尤其是这样。这使得它们容易被损坏。现有系统一般还在所述挠性管中使用金属线电缆，这增加了重量同时可靠性降低。
尽管现有方法和系统适合于他们所解决的特定目的，但是他们不能适合于利用被实时执行和评估的作业前设计以确保处理流体在储油层中被有效分流的方法。使用多传感器和/或测量的以前已知方法和系统一般没有被策略地放置或者适合于挠性管和/或钻杆中的流量测量。
根据流量计的类型，转子流量计通常用于测量井下流量、描述通过所述流道的流速、以及如果存在多相的话用于确定相的分布。已知转子流量计在某种情况下易碎并且易于被外来物体破损叶片、损坏轴承以及堵塞。这在井眼不是光滑的“裸眼(barefoot)”完井中尤其如此。碎片聚集在所述井的下侧会损坏或者甚至损毁转子流量计。图示1示意性图示下侧具有碎片聚集物14的水平井12。因此，由于小型转子流量计较脆弱，值得考虑能在增产和处理环境中替代它们的另一些技术。的确，即使增产应用中的损坏风险小于所述生产测井应用，也值得评估另一类型的流量计。
用于测量导电流体速度的电磁流量计可运用于商业中。尽管存在技术挑战，但是它们正日益地用于导电性较小的流体。相对于图2，描述了电磁流量计原理。电磁流量计的运行是基于法拉第电磁感应定律。电磁流量计(有时被称为磁流测量计，或者简称为磁通计)测量管中的流体速度，如果已知所述管的横截面面积，然后他们可测量体积流量。完整的磁通计通常包括衬着绝缘材料(未示出)的非磁性管16。电磁线圈(未示出)产生需要的B磁场，一对电极17、18穿过所述管及其衬里，如图2中示例性地示出的。当流体流过由所述线圈的产生的磁场B时，在电极17、18两侧产生电压E。所述电压将与所述流体的速度V成比例。通常，由于所述磁场强度和所述管直径是固定值，因此它们被转化成给出电压和流体速度之间的简单关系的校准因子K：
E＝K×V
由于使流体方向反向将改变极性但不改变信号幅度，所以磁通计可测量两个方向上的流量。只要它们的导电性超过最小需要的特定设计，磁流测量计可检测干净、多相、污秽、腐蚀性的、侵蚀性的、或者粘性流体和浆液的流动。如果所述流速超过1英尺/秒[31厘米/秒]，较好设计的期望精确度和范围是流量的0.2-1％，在10:1到30:1的范围内。在较低流速(甚至低于0.1英尺/秒[0.3厘米/秒])下，测量误差增加，但是所述读数仍可重复，这对于测井仪应用是很关键的。最初，磁通计仅能检测导电流体的流动。对于它们的操作，早期的磁通计设计需要最小流体导电率为每厘米1-5微西门子(microsiemens)。最近的设计已经把这条件减小了百倍在0.05到0.1微西门子之间，现在可能会更低。
可构造插入型的电磁流量计，这种流量计被示意性地示于图3A到3B中。所述磁场、感应电压和流体速度之间的关系必须符合法拉第定律，如图3A所示意性地图示。平面视图，图3B，被示意性地示出并且其对称性确保对在任一方向流动的流体响应类似。
在绝缘流体中应用是可行的，但是由于较高的源阻抗、摩擦带电的(“静电荷”)电压噪声以及与平均阻抗有关的增益函数(因此与混合定律有关)，设计挑战要大得多。所述方程然后变为：
E＝G(K×V)
其中G是平均混合物介电常数的函数。例如这样的流量计被考虑用于地面流的测量，例如授权给Dowell Schlumberger的美国专利第4,920,795号中讨论一种用于导电或者介电流体的电磁流量计及其特别是在油田中的应用，但是由于当时存在的技术限制所述产品还没研发。通常的磁通计设计会使用允许具有绝缘沉积物(例如，油膜)功能的电容性电极但会通常需要调制磁场，因此需要电磁铁以产生所述B磁场，由于线圈设计/尺寸和电流限制该B磁场会带来强度限制。
从上可知，显然在本领域需要改进监控油田流体分流的系统和方法
发明内容
根据本发明，一些系统(在此还被称为仪器或者井下测井仪)和方法被描述以减小或者克服在前已知系统和方法中的问题。
本发明的第一方面是一种方法，本发明的其中一个方法包括：
(a)把管插入井眼中，所述管包括具有至少一个流体注入端口的一部分管道；
(b)通过所述至少一个流体注入端口注入流体；以及
(c)基于一个或者多个测量参数，确定所述流体注入端口的上游和下游的一个或者更多点处的流体的分层流动。
本发明的方法还包括测量流出所述管的那些方法。所述管可选自挠性管(CT)和分段管，在所述分段管中，各分段部分可通过任何方法(焊接、螺纹配合、法兰配合及其组合等)予以连接。本发明的某些方法是指将所述流体穿过所述管而注入到被连接到所述管的远端的井底组件(BHA)的那些方法。本发明的其他方法是指确定分层流动包括监控、编程、修正、和/或测量一个或者多个参数的那些方法，其中所述参数选自温度、压力、转子流量计的旋转、霍耳效应的测量、泵送的流体体积、流体流量、流体通道(环形通道、管道或者二者的结合)、酸度(PH)、流体成分(酸、转向剂(diverter)、盐水、溶剂、研磨剂等)、导电性、阻抗、浊度、颜色、粘度、比重、密度及其组合。然而本发明的其他方法是指所述测量参数是在所述注入点的上游和下游的多个点处被测量的那些方法。本发明的系统和方法的优点之一在于可优化花费在执行流体处理/增产的位置上的流体体积和时间。
本发明的示例性方法包括那些包含实时(在此，“实时”包含任何时刻，该任何时刻是指从立刻响应到在将随后改变井下条件的地面参数中造成变化所需的时间)进行作业前流体分流设计的方法。然而其他方法包括实时评估、修正、和/或编程所述流体分流以确保处理流体在储油层中被有效分流。通过更精确地确定所述处理流体的位置，其中所述处理流体可包括或者不包括固体，例如浆液，本发明方法可包括经由一个或者多个流动控制装置和/或流体液压技术控制所述注入以把所述流体分流/放置到由操作目标确定的理想位置。
本发明的另一方面是各系统，一个系统包含：
(a)具有主流动通道和流体分流端口的一部分管道；
(b)在所述部分管道中的至少两个传感器，一个传感器位于所述流体分流端口的上游，一个传感器位于所述流体分流端口的下游，每个传感器适于测量通过所述流体分流端口被分流到井眼中的流体参数；和
(c)用于实时使用所测量的参数来监视、控制或者监视和控制所述流体分流的设备。
本发明的系统包括其中设置有能检测流出所述管的至少一个传感器的那些系统。本发明的系统包括这些系统，即在这些系统中所述传感器可选自转子流量计、电磁流量计、热有源的温度传感器、热无源的温度传感器、PH传感器、阻抗传感器、光学流体传感器、超声波流速传感器、压差流动传感器以及放射性和/或者非放射性示踪剂传感器，例如DNA或者染料传感器。本发明的某些系统包括一些设备，这些设备用于实时利用该信息以评估和改变，如果需要的话，一个或者多个流体分流参数。用于使用检测到的信息的设备可包括位于所述地面、所述仪器或者二者之处的指令和控制子系统。本发明的系统包括井下流动控制装置和/或设备，用于在所述地面处改变环空注入端口和管道注入端口中的注入水力条件。本发明的系统可包括多个传感器，这些传感器可在井下和所述地面具有可编程动作，能够以实时方式检测从所述管中流出的流体、在所述管之下流动的流体以及在所述管和所述井眼之间的环空之上流动的流体。这可以通过使用一个或者更多算法予以实现以允许快速实时整理所述井下数据，允许在地面或者井下进行一些改变以便有效处理。本发明的系统可包含控制器，用于控制流体方向和/或者从所述地面关闭流动。本发明的示例性的系统可包括流体处理子系统，能够通过指令和控制机构改进流体分流。这些子系统会允许控制流体混合或者控制流体特性的改变。本发明的系统可包括一个或者更多井下流体流动控制装置，该装置可被用来把流体放置在所述井眼中的规定位置，从所述地面改变所述环空和/或者管中的注入水力条件，和/或隔离一部分井眼。
本发明系统还可在所述管的注入端口的上、下(并且还可在所述管的注入端口处)包括传感器和/或测量仪器的不同结合以确定所述流体的分流。
通过一个或者更多通信连接，包括但不限于硬布线、光纤、无线电、或者微波传送，本发明的系统和方法可包括地面/仪器通信。在示例性的实施方式中，传感器测量、实时数据获得、分析软件和指令/控制算法可被用来确保有效的流体分流，例如，当所述信号刚被发送到所述指令和控制已经发生的地面时，通过预编程的算法可执行指令和控制，通过控制进入所述储油层和井眼中的注入流体的位置进行所述控制。在其他示例性的实施方式中，当在挠性管或者组合管上进行泵送期间，进行可被实时分析的定性测定的能力是一个优点。本发明的系统和方法可包括实时指示流体流出(分流)所述管的井下端，其可包括指示沿着所述完井向下、沿着所述环空向上、以及处于所述储油层中。在管道的端部可使用两个或者更多与注入点被间隔开的流量计，例如，电磁流量计、或者热有源传感器。与流过所述管内部的已知流动相比(当在地面测量时)，其他发明方法和系统可包含两个相同的分流测量装置，该分流测量装置彼此间隔开并在所述端部处的流体注入端口之上或者所述测量装置之上足够距离，以测量每个传感器测量的流动的差别。
本发明方法和系统可使用布置在关键位置并进行多种测量的多个传感器，以及可适合于挠性管、钻杆、或者任何其他油田管道中的流动测量。当所述操作正在进行时，本发明系统可以是运动的或者静止的。可以是液体或者气态的、或者它们的结合、和/或流体和固体(例如液浆)的结合的处理流体可被用于增产方法中、提供一致性(conformance)的方法中、使储油层隔离用于提高产量或者隔离(非产量)的方法中、或者这些方法的结合中。收集的数据可被用于“编程”模式的井下；替代地或另外，地面数据采集可被用来为所述操作人员进行实时“动作”判定以通过地面和井下参数调节起作用。光纤遥测可被用来中继信息，该信息例如但不限于，压力、温度、套管接箍位置(CCL)、以及其他井口信息。
本发明方法和系统可被用在任何类型的底层中，例如但不限于，碳酸盐和沙石地层中的储油层，以及可被用来处理流体的布局，例如，使井眼覆盖范围和从高泼姆和水/汽区的分流最大化，使它们的注入率(例如，优化每层中的Damkohler数和流体驻留时间)以及它们的相容性(例如确保顺序正确和每层中流体最优化组合)最大化。
在回顾所述附图的简单描述、本发明的详细描述以及随后的权利要求时，本发明的方法和系统将变得很明显。
附图说明
在下面的描述和附图中解释获得本发明的目的和其他所希望的特征的方式，其中：
图1是沿着底壁具有碎片的水平井眼的示意性横截面视图；
图2是可用在本发明的系统和方法中的现有技术的电磁流量计的高度示意性截面视图；
图3A和图3B是在本发明的一些实施方式中有用的插入型电磁流量计的示意性横截面和平面视图；
图4-6是本发明的实施方式的流体分流系统的示意性横截面视图；和
图7-10是本发明的实施方式的其他流体分流系统的示意性横截面视图。
然而，要注意地是，所述附图没有按比例绘制并且只图示了本发明的一般实施方式，因此不要认为是限制其范围，因为本发明可允许其他等效实施方式。
具体实施方式
在下面的描述中，许多细节被阐述以理解本发明。然而，本领域内的那些技术人员将理解到在没有这些细节的情况下可实施本发明，并且将理解到可根据所述实施方式进行许多改变或者修改会是可能。在此方面，在详细地解释本发明的至少一个实施方式之前，要理解到本发明不限于其应用中的结构细节以及在下面的描述中阐述的或者附图中所示的部件的布局。本发明可以是其他实施方式和以各种方式被实施和实现。而且，要理解到在此所使用的词组和属于是为了描述而不应当被认为是限制。
在此描述的是油田流体分流系统和方法，更确切地说，可利用会被实时执行和评估的作业前设计以确保处理流体在储油层中被有效分流的流体分流测量系统和方法。如在此所使用的，“油田”是包括任何含有碳氢化合物的地质地层，或者被认为包括碳氢化合物、以及包括岸上或海上的地层的通用术语。如在此所使用的，当讨论流体流动时，术语“divert”、“diverting”、“diversion”表示改变一部分或全部的流动流体的方向、位置、幅度或者所有的这些。“井眼”可以是任何类型的井，包括，但不限于，产油井、非产油井、实验井、以及探井等。井眼可以是垂直的、水平的、垂直和水平之间的某一角度，及其结合，例如具有非垂直部分的垂直井。
现在回到所述附图，其中在几个视图中，相似的附图标记表示相似的元件，图4-10图示本发明的流体分流测量系统和方法的几个非限制实施方式。图4-6是本发明的流体分流系统实施方式的示意性横截面视图，然而图7-10是本发明的其他流体分流系统实施方式的示意性侧视图。
图4图示实施方式20，该实施方式20具有含主流体流动通道19和流体注入部分22的挠性管或者其他管道21，其中所述流体注入部分22可具有一个或者更多流体注入端口(未示出)。图示了可以是模块化的两个传感器封装件25、27。在实施方式20中，每个流体注入部分22和传感器封装件25和27具有一个或者多个温度传感器24、26。注意到图4中的几何可以被控制成以使在所述仪器上的压降可被井眼中的仪器的偏心所修正(未示出)；较大的偏移会引起较低的压降。
图5示出还具有挠性管21或者其他管道以及主流动通道19和侧部注入端口23的实施方式60。箭头70和72表示分别沿着所述环空向上和向下流动的注入流体。图5的实施方式60表示具有双重电磁流量计64、66的本发明的一个系统实施方式。分布式连续测量装置，例如示于图4中的(光纤)温度传感器可被布置在流量计64、66之间。注意到还可使用仅具有一个流量计的型式。其他的该种分布式测量装置可被用来检测pH、盐、或者其他无机或者有机化学种类例如DNA的变化，这可以指示流体的流动方向或者流体布局的改变。除了示例性在图4中示出的基本传感器/测量装置结构外，本发明的系统，例如图5的实施方式60可包括与地面通信的井下测量传感器封装件62，例如基于光纤的能够测量例如压力、温度、CCL的传感器封装件，以及其可包括可重复充电的电池组68，该电池组68以与MWD涡轮机相同的方式通过流过所述仪器被充电
可选择地，本发明的系统可包括一种元件(未示出)，该元件确保所述流动测量装置在所述井眼中是同心的，以及可被用来使所述仪器沿优选方向取向。虽然不是必要的，但是该选择会显著增加数据分析和整理的容易性。
本发明的两个其他系统被示于图6A和6B中，图示实施方式80A和80B。除了注入端口23处于所述仪器的底部以及内部流动测量装置66(例如，电磁流量计)与上部的流量计64耦接之外，实施方式80A在大多数方面类似于图5的实施方式60。实施方式80B利用了双稳态激励器74的技术以提供本发明的一种系统，该系统能够在两个流量计64、66之间的注入端口23a，如流体流动箭头73所示，和本系统的远端处的注入端口23b之间切换，由流体流动箭头73所举例的。因此，通过主流动通道19的流动71可交替地穿过注入端口23a或23b，或者在某些实施方式中穿过两个注入端口，以及穿过所述两个端口的注入可从地面被控制。双稳态激励器的状态通过合适的通信连接可被传送到地面。可选择地是，可提供分布式测量参数，例如流量计64和66之间的温度。
本发明的系统可被耦接于各种封隔器结构以获得更稳健的隔离方案。在本发明中有用的封隔器包括，但不限于，可充气的、可膨胀的、和/或跨式的封装器。
本发明基于温度的系统可被配置成如图7的实施方式所示。实施方式90的系统只是记录了通过注入端口23离开下井仪器串时的流体的温度Ti，以及本系统的注入端口23之上和之下的已知距离处的温度Tu和Td。如果对井眼和注入流体特性进行基本的假设，所述测量点足够接近以便被近似为相同的位置，那么能够基于一定量的传送到所述流体或从所述流体被传送的能量使一定量的流体近似在所述环空中沿着井口和井下流动。
一般而言，会假设被泵送的流体冷于所述井眼，因此，会期望Tu(井口流体温度)和Td(井下流体温度)要大于Ti(注入端口的温度)。在所述最简单的形式中，所述分层流动可通过用于以下方程予以计算。在没有CT的流动中，可期望Tu和Td大小相似。该事实可被用来在泵送之前校正。
ΔTu＝井口传感器的温差；
ΔTd＝井下传感器的温差；
Qi＝流出管道的、或者通过注入端口被注入的流体流量；
Qu＝井口流动的注入流体的流量(百分比)；
Qd＝井下流动的注入流体的流量(百分比)；
ΔTu＝Tu-Ti和ΔTd＝Td-Ti；
ΔTtol＝ΔTu+ΔTi；
Qu＝(1-ΔTu/ΔTtol)*100；和
Qd＝(1-ΔTd/ΔTtol)*100。
使用这些方程，假设Ti＝100C，Tu＝120C和Td＝105C。Qu会等于20％，Qd会等于80％。可假设一个例子，其中一个ΔTtol会是负值，这会表示井眼中的交错流动。还可容易理解到热传递会被更加严格地建模，这些更加严格的模型被认为在本发明的范围内。从该描述还应当清楚，本系统和方法可被延伸到4点(2个在上，2个在下)或者更多以增加清晰度。
本发明的基于转子流量计的系统可被配置成如图8的实施方式100所示。该系统可记录注入流体的速度，其中所述注入流体流过该实施方式井口转子流量计的分量流速为Vu和流过井下转子流量计的分量速度为Vd。一般地，转子流量计是像涡轮的部件，其绕着与所述仪器/井眼的轴对准的轴旋转。另外，他们通常使用轴密封以防止井眼流体接触所述仪器的电子器件。示意性地示于8、9和10中的116、118、126和128之处的转子流量计是浆轮式转子流量计，其中的每一个绕着它们自己垂直于所述仪器/井眼的轴线的轴旋转，如图9中部分剖开视图中的117和119所示。而且，转子流量计116、118、126和128不需要轴密封。图9示意性地图示系统实施方式100中的浆轮式转子流量计116和118的部件被剖开的详细横截面。转子流量计的旋转速度是通过监视带有霍耳效应传感器112和114的每个浆轮而被确定的。如图9所暗示的，使用霍耳效应传感器表示电子器件要从所述旋转部分被移除，所以大大简化了设计。尽管霍耳效应传感器会要求合适地选择符合所述工作原理的材料，在此该假设处于传感器领域的一般技术人员的技术的范围内，以及那些部件和组件可被用最少的实验经验所设计和制造。
能够设计所述转子流量计以使脉冲的类型指示旋转的方向和流体的流动(类似于正交编码器)，这会生成通过所述转子流量计的流体的方向和速度。再次假设沿着井口和井下流动的流体百分比比流过本发明的系统的每个部分的实际流量更重要。在此情况下，使用与基于温度模型的方程相似的方程比较所述转子流量计的速度(速度和方向)：
Vu＝井口转子流量计的速度；
Vd＝井下转子流量计的速度；
Qi＝流出管道的、或者通过注入端口被注入的流体流量；
Qu＝井口流动的注入流体的流量(百分比)；
Qd＝井下流动的注入流体的流量(百分比)；
Vtot＝Vu+Vi；
Qu＝ΔVu/ΔVtot)*100；和
Qd＝ΔVd/ΔVtot)*100。
同样方法可被应用到典型的轴向的转子流量计，改进模型可被用来以更接近流过所述仪器的两个部分的实际流动。而且，其他查询浆轮转子流量计的设备，例如以光学方式检测所述浆叶，被认为在本发明的范围内。
在某些发明实施方式中，能量增加的流体被泵入所述井眼中，气体的膨胀会影响所述流体的温度和速度。图10的系统实施方式130示意性地图示位于每个转子流量计部分Vu、Vd附近的温度传感器Tu、Td，以及压力传感器Pu、Pd。这些测量设备要被用来考虑气态流体的膨胀。包括修正计算但在此未被示出；然而，一般技术人员拥有这些计算和实施它们的知识。
本发明的系统和方法可包括但是不限于，所述管道中的所述流体注入端口之上和之下的传感器和测量装置的不同结合以确定所述流体的分流。这些测量装置和传感器可包括转子流量计、电磁流量计、热有源温度传感器、热无源温度传感器、pH传感器、导电率、电阻率、光学流体传感器以及带检测传感器的放射性和/或非放射性示踪剂。每种类型的传感器具有优点和缺点，如表1所列举。如果需要的话，本发明的系统和方法可实时使用来自一个或者更多传感器的信息以评估和改变所述处理。这允许从地面或在仪器面处经由井下流动控制设备指令和控制和/或在地面改变所述环空和管道注入端口中的注入水力条件。本发明的某些井下仪器系统可具有多个测量传感器，这些测量传感器检测流出所述管道的流体、在所述管道远端之下流动的流体、以及在所述管道和所述井眼之间的环空上流动的流体。算法允许实时分析所述井下数据和允许在地面或者井下进行改变用于有效处理。本发明的系统可控制流体方向和/或以实时方式控制。
表1  传感器矩阵
 
转子流量计 EM 热有源 热无源 示踪剂
转子流量计 不容易构造和部署，并且较贵
EM 在EM出现故障的情况下，热有源传感器可以工作。二者都是刚性的，不突出的，+压力，温度和CCL测量 对于热无源传感器在低流量下工作，需要非常精确的井下温度校正 示踪剂仪器仍不能令人信服，示踪剂将不会给出连续测量。示踪剂可工作于低流量下
热有源 无冗余
热无源
示踪剂
如果需要的话，专门的流体子系统可被设置成具有允许通过指令和控制改进分流的能力。这可包括能与所述主分流流体相容的各种流体并可被在井下与所述主分流流体混合。触变流体和两级环氧树脂是流体的例子，其可在主井下流体之前或者之后被注入，或者在井下被分流之前与主流体混合。本发明的系统和方法还可包括经由井下流动控制装置把流体放置在井眼中的规定位置，从地面改变所述环空和管道的注入水力条件和/或使用井下隔离装置(单个或者多个)。可利用井下阀门机构以在多个方向控制井下流动。可使用电控滑动套管、球阀和/或包括包括流体静力压力和密度的孔板流体控制机构。
使用实时采集的硬件和软件可被用来控制储油层的流体分流。可在地面或者井下进行该采集。该数据采集允许可编程的事件被监视，因此可在井下需要之处予以控制。允许快速实时整理数据的可用于本发明的算法包括基于神经网络和控制逻辑的那些算法。
本发明的方法包括可利用在流体分流操作期间会被实时执行和评估的作业前设计以确保处理流体在储油层中被有效分流的方法。本发明方法可利用多个传感器和测量装置，这些传感器和测量装置被放置在关键位置，适合于挠性管、钻杆或者任何其他类型管道中的流动测量。流体和/或流体/固体/气体的混合物可被用来增产，提供一致性或者隔离所述储油层用于增加产量或者隔离(非生产)。可使用任何数量的测量装置、数据采集和流体控制装置。
所述工作设计方法如下：
1.具有客户数据的设计工作。
2.具有增产分流测量系统的RIH。
3.执行增产处理。
4.使用实时数据、具有指令和控制的调节处理。
5.在井中的多个部分重复直到处理完成。
该方法还可被认为包含在前步骤，因此基本系列的井下测量装置(特别是分布式温度)可被用来获得基本的吸水性(injectivity)分布曲线。这可基于所述地层特性的在前测量参数从公认的技术中派生出来。
本发明的系统可包含多个主要的流动测量传感器，这些流动测量传感器与被所述主流动测量传感器横跨的分布式测量装置耦接。在一个实施方式中，这可被看作例如如图2所示的两个电磁流量计之间的分布式温度测量装置。如果使用电磁流量计，本发明的系统可包含信号处理封装件以使流动状态和条件的分析可在井下被予以实施，仅仅信息而不是数据然后被发送到井口。
本发明的系统可由电池、燃料电池、流体流动、或者其他局部电源予以局部供电，例如在此暗指的转子流量计。本发明的系统可包括连接到地面的双向通信连接，其可以是光纤导线、电线、无线、或者“短跳(short-hop)”方法，该方法提供了使系统操作更容易和更安全的双向通信设备。例如，位置传感器可被用来把信号发送到地面，转子流量计或者激励器是否在旋转或者还是处于上或者下的位置。该操作人员然后会相信流体分流正在进行，以及如果必要的话，该操作人员会停止流体分流。本发明的系统和方法还可利用从地面到井下的故障安全信号线。如果提供的话，如果希望停止或者起动流体分流，该操作人员会点亮所述仪器的光源。如果该操作人员决定停止流体分流，或者所述信号线被损坏或者弄断，所述故障安全光源被去除。当这是在所述仪器处被检测到时，所述仪器会使所述系统返回到安全位置。换句话说，即使所述通信连接被断开，该操作人员不能泵送分流流体或者操纵所述管道(例如，分开的挠性管)，本发明的系统可被设计成以返回到安全位置。
本发明系统的可选的特征是一个或者多个传感器，这些传感器位于所述仪器以检测在流体分流过程中在沿着主通道19横向移动的流体中碳氢化合物(或者其他相关的化学物质)的存在，例如荧光测量。该化学指示剂可通过光纤导线、电线、无线传送等把其信号传送到地面。当会危及安全的某种化学物质被检测到时，如果允许其抵达地面(例如石油或者汽油)，那么在所述化学物质产生问题之前，所述系统被返回到其安全位置。
虽然仅本发明的一些实施方式在上已被详细描述，但是本领域内的技术人员将很容易认识到在没有显著背离本发明的新颖教义和优点的情况下可做许多修改。因此，所有这些修改是要被包括在由后面的权利要求限定的本发明的范围内。在所述权利要求中，没有条款是要以由35U.S.C§112，第6段允许的装置+功能的格式，除非“means for”与有关功能一起被明确陈述。“Means for”是要当执行所引用的功能时涵盖在此描述的结构，不仅涵盖结构上的等同物，而且涵盖等同的结构。

Claims (21)

1.一种方法，包括：
(a)把管插入井眼中，所述管包含具有至少一个流体注入端口的一部分管道；
(b)通过所述至少一个流体注入端口注入流体；以及
(c)基于测量一个或者多个参数确定所述流体注入端口的上游和下游的一个或者多个点处的流体的分层流动。
2.如权利要求1的方法，包括测量流出所述管的流动。
3.如权利要求1的方法，其中所述管可选自挠性管和分段管，其中所述分段管的各部分可通过选自焊接、螺纹安装、法兰安装及其组合的方法予以连接。
4.如权利要求1的方法，其中所述流体的注入是穿过所述管而注入到被连接到所述管的远端的井底组件。
5.如权利要求1的方法，其中确定分层流动包括从监控、编程、修正中选择的活动，所述一个或者多个参数选自温度、压力、转子流量计的旋转、霍耳效应的测量、泵送的流体体积、流体流量、流体通道、酸度(PH)、流体成分、流体导电性、流体电阻抗、浊度、颜色、粘度、比重、密度及其组合。
6.如权利要求1的方法，其中所述测量参数是在所述注入点的上游和下游的多个点处被测量。
7.如权利要求1的方法，包括实时执行作业前流体分流设计。
8.如权利要求7的方法，包括实时评估、修正、和编程所述流体分流设计。
9.如权利要求1的方法，包括经由一个或者多个流动控制装置和/或流体水力技术控制所述流体的注入以把所述流体分流和/或放置到由操作人员或所有者的目标确定的理想位置。
10.如权利要求1的方法，其中当所述管部分在所述井眼中是静止的或正在运动时发生所述流体的注入。
11.一种方法，包括：
(a)把一部分的挠性管插入井眼中，所述挠性管包含具有至少一个流体注入端口的一部分管道；
(b)通过所述至少一个流体注入端口注入流体；以及
(c)基于实时测量一个或者多个参数，通过实时确定所述流体流出所述至少一个流体注入端口、确定所述流体沿着所述至少一个注入端口之上的环空向上流动以及确定所述流体沿着所述至少一个注入端口之下的环空向下流动来实时执行作业前的流体分流设计。
12.如权利要求11的方法，包括测量流出所述挠性管的流动的方法。
13.如权利要求11的方法，包含从监控、编程、修正和测量一个或者多个参数中选择的活动，所述一个或者多个参数选自温度、压力、转子流量计的旋转、霍耳效应的测量、泵送的流体体积、流体流量、流体通道、酸度(PH)、流体成分、流体导电性、流体电阻抗、浊度、颜色、粘度、比重、密度及其组合。
14.如权利要求11的方法，包括经由一个或者多个流动控制装置和/或流体水力技术控制所述流体的注入以把所述流体分流和/或放置到由操作人员或所有者的目标确定的理想位置。
15.一种系统，包括：
(a)具有主流动通道和流体分流端口的一部分管道，该管道部分适合于在流体分流操作过程中是运动的或者静止的；
(b)所述管道部分中的至少两个传感器，至少一个传感器位于所述流体分流端口的上游，至少一个传感器位于所述流体分流端口的下游，每个传感器适于测量通过所述流体分流端口被分流到井眼中的流体参数；和
(c)用于实时使用测量参数以监视、控制或者监视和控制所述流体分流的设备。
16.如权利要求15的系统，包括能检测流出所述管的流动的至少一个传感器的系统。
17.如权利要求15的系统，还包括改变所述井眼内的所述管的位置以控制所述流体分流的设备。
18.如权利要求15的系统，其中所述传感器可选自转子流量计、电磁流量计、热有源的温度传感器、热无源的温度传感器、PH传感器、阻抗性传感器、光学流体传感器、以及放射性和/或者非放射性示踪剂传感器。
19.如权利要求15的系统，其中用于使用测量参数的设备包含选自以下的设备：
(a)用于按需要评估和改变流体分流的一个或者多个参数的设备，其选自位于所述地面、所述仪器或者所述地面和所述仪器处的指令和控制子系统；
(b)井下流动控制装置和/或设备，用于从所述地面改变环空和管道注入端口中的注入水力条件；
(c)多个传感器，这些可在井下和地面具有可编程动作的传感器能够以实时方式检测从所述管中流出的流体、在所述管之下流动的流体以及在所述管和所述井眼之间的环空之上流动的流体，适合于使用一个或者多个算法，该算法允许实时整理所述井下数据，允许在地面或者井下进行一些改变以便有效处理。
20.如权利要求15的系统，包括一个或者多个以下子系统：
(a)控制器，用于控制流体方向和/或者从所述地面关闭流动；
(b)流体处理子系统，能够经由预先编程的算法、控制流体混合、控制流体特性的改变、或者二者，通过指令和控制机构改进流体分流；
(c)流体流动控制装置，该流体流动控制装置能够把流体放置在所述井眼中的规定位置，从地面改变所述环空和/或者管中的注入水力条件，和/或隔离一部分井眼；
(d)两个相同的分流测量传感器，该分流测量装置彼此间隔开并在所述流体注入端口之上足够距离，以测量与在地面测量时与流过所述管内部的已知流动相比每个传感器测量的流动的差别；
(e)在所述管的底部处的注入端口，具有与上部流量计耦接的内部流动测量装置，以及能够在两个流量计之间的注入点和所述管端部处的注入点之间切换的激励器。
21.如权利要求15的系统，包括所述管中的注入端口之上、之下以及注入端口处的组合，以确定/确认所述流体的分流。
CN2007800229146A 2006-06-19 2007-06-14 流体分流测量方法和系统 Expired - Fee Related CN101473104B (zh)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US81361206P 2006-06-19 2006-06-19
US60/813,612 2006-06-19
US11/562,546 2006-11-22
US11/562,546 US7654318B2 (en) 2006-06-19 2006-11-22 Fluid diversion measurement methods and systems
PCT/IB2007/052271 WO2007148269A1 (en) 2006-06-19 2007-06-14 Fluid diversion measurement methods and systems

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN101473104A true CN101473104A (zh) 2009-07-01
CN101473104B CN101473104B (zh) 2013-03-13

Family

ID=38515406

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2007800229146A Expired - Fee Related CN101473104B (zh) 2006-06-19 2007-06-14 流体分流测量方法和系统

Country Status (9)

Country Link
US (1) US7654318B2 (zh)
CN (1) CN101473104B (zh)
AR (1) AR061493A1 (zh)
CA (1) CA2659580A1 (zh)
EA (1) EA015064B1 (zh)
EG (1) EG26708A (zh)
MX (1) MX2008014821A (zh)
MY (1) MY151633A (zh)
WO (1) WO2007148269A1 (zh)

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102639811A (zh) * 2009-12-03 2012-08-15 韦尔泰克有限公司 用于生产套管的流入控制
CN104047591A (zh) * 2013-03-15 2014-09-17 中国石油化工股份有限公司 一种利用压力定位钻井微芯片示踪器深度的方法
CN104047593A (zh) * 2013-03-15 2014-09-17 中国石油化工股份有限公司 一种利用速度定位钻井微芯片示踪器深度的方法
CN104047592A (zh) * 2013-03-15 2014-09-17 中国石油化工股份有限公司 一种利用时间分配法定位钻井微芯片示踪器深度的方法
CN104453814A (zh) * 2014-12-05 2015-03-25 贵州航天凯山石油仪器有限公司 一种油田注入二氧化碳的流量检测方法及装置
CN107387066A (zh) * 2017-07-26 2017-11-24 中国石油大学(华东) 一种基于电阻抗测量的油气钻井气侵早期发现方法
CN110132378A (zh) * 2019-06-12 2019-08-16 海丰通航科技有限公司 电阻式挠性液位传感器及其应用

Families Citing this family (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20080262737A1 (en) * 2007-04-19 2008-10-23 Baker Hughes Incorporated System and Method for Monitoring and Controlling Production from Wells
US8682589B2 (en) * 1998-12-21 2014-03-25 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for managing supply of additive at wellsites
US9540889B2 (en) * 2004-05-28 2017-01-10 Schlumberger Technology Corporation Coiled tubing gamma ray detector
US7617873B2 (en) 2004-05-28 2009-11-17 Schlumberger Technology Corporation System and methods using fiber optics in coiled tubing
US7600419B2 (en) * 2006-12-08 2009-10-13 Schlumberger Technology Corporation Wellbore production tool and method
US9915131B2 (en) * 2007-03-02 2018-03-13 Schlumberger Technology Corporation Methods using fluid stream for selective stimulation of reservoir layers
US7711486B2 (en) * 2007-04-19 2010-05-04 Baker Hughes Incorporated System and method for monitoring physical condition of production well equipment and controlling well production
US20080257544A1 (en) * 2007-04-19 2008-10-23 Baker Hughes Incorporated System and Method for Crossflow Detection and Intervention in Production Wellbores
US7805248B2 (en) 2007-04-19 2010-09-28 Baker Hughes Incorporated System and method for water breakthrough detection and intervention in a production well
US7784330B2 (en) * 2007-10-05 2010-08-31 Schlumberger Technology Corporation Viscosity measurement
US8173955B2 (en) * 2009-04-28 2012-05-08 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus to optically determine velocities of downhole fluids
US8616282B2 (en) 2010-06-28 2013-12-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for determining downhole fluid parameters
CN103140742B (zh) 2010-08-03 2017-03-15 李·古文斯 电磁流量计
MX2014006711A (es) * 2011-12-06 2014-09-22 Schlumberger Technology Bv Metodo para la interpretacion de la medicion de flujo en el fondo del pozo durante los tratamientos del pozo.
JP6144127B2 (ja) * 2013-06-27 2017-06-07 エスアイアイ・セミコンダクタ株式会社 詰まり防止機能付きフローメータ装置
CN103590808B (zh) * 2013-10-26 2016-11-16 中国石油化工集团公司 一种热示踪喷射器
US9631474B2 (en) * 2013-11-25 2017-04-25 Baker Hughes Incorporated Systems and methods for real-time evaluation of coiled tubing matrix acidizing
US9683435B2 (en) 2014-03-04 2017-06-20 General Electric Company Sensor deployment system for a wellbore and methods of assembling the same
EP2985409A1 (en) 2014-08-12 2016-02-17 Services Petroliers Schlumberger Methods and apparatus of adjusting matrix acidizing procedures
US10539002B2 (en) 2015-05-01 2020-01-21 Halliburton Energy Services, Inc. In-line viscometer for measuring the viscosity of drilling fluids
EP3101222A1 (en) * 2015-06-05 2016-12-07 Geomax Energy Systems LLC - Oman Steam quality - measuring device
US20180209249A1 (en) * 2015-07-21 2018-07-26 Schlumberger Technology Corporation Well Placement Plan Optimization
RU2642694C1 (ru) * 2016-09-01 2018-01-25 Юлий Андреевич Гуторов Способ исследования горизонтальных скважин
GB2554880A (en) * 2016-10-11 2018-04-18 Swellfix Uk Ltd Downhole devices, associated apparatus and methods
US11680484B2 (en) * 2021-03-08 2023-06-20 Saudi Arabian Oil Company System and method for mixed water salinity characterization
US11952876B2 (en) 2022-05-16 2024-04-09 Saudi Arabian Oil Company Wellbore fluid diversion

Family Cites Families (58)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2558427A (en) 1946-05-08 1951-06-26 Schlumberger Well Surv Corp Casing collar locator
GB2265684B (en) 1992-03-31 1996-01-24 Philip Fredrick Head An anchoring device for a conduit in coiled tubing
US4162400A (en) 1977-09-09 1979-07-24 Texaco Inc. Fiber optic well logging means and method
DE2818656A1 (de) 1978-04-27 1979-10-31 Siemens Ag Breitbandkommunikationssystem
JPS56131071A (en) 1980-03-18 1981-10-14 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd All position tig welding method
US4346478A (en) 1980-12-01 1982-08-24 Siemens Corporation Fiber optical sensor system, preferably for measuring physical parameters
DE3138074A1 (de) 1981-09-24 1983-04-14 Siemens AG, 1000 Berlin und 8000 München Anordnung zur uebertragung von messwerten zu einer entfernten stelle
DE3518909A1 (de) 1985-05-25 1986-11-27 Felten & Guilleaume Energie Starkstromkabel, insbesondere fuer spannungen von 6 bis 60 kv, mit eingelegten lichtwellenleitern
JPS622412A (ja) 1985-06-28 1987-01-08 株式会社フジクラ 光ファイバ複合架空線
US4759487A (en) 1987-03-09 1988-07-26 K-Tube Corporation Apparatus for continuous manufacture of armored optical fiber cable
US4859054A (en) 1987-07-10 1989-08-22 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Proximity fuze
US4861986A (en) 1988-03-07 1989-08-29 Halliburton Logging Services, Inc. Tracer injection method
GB2232241B (en) 1989-05-27 1993-06-02 Schlumberger Ltd Method for determining dynamic flow characteristics of multiphase flows
US5434395A (en) 1990-03-05 1995-07-18 Jean-Rene Storck Method and device for effecting a transaction between a first and at least one second data carrier and carrier used for this purpose
JPH04295810A (ja) 1991-03-25 1992-10-20 Hitachi Cable Ltd 高温用光ファイバ心線
US5485745A (en) 1991-05-20 1996-01-23 Halliburton Company Modular downhole inspection system for coiled tubing
US5121872A (en) 1991-08-30 1992-06-16 Hydrolex, Inc. Method and apparatus for installing electrical logging cable inside coiled tubing
GB2275953B (en) 1992-09-01 1996-04-17 Halliburton Co Downhole logging tool
JPH06309943A (ja) 1993-04-22 1994-11-04 Furukawa Electric Co Ltd:The 光ファイバ入りケーブル
US5350018A (en) * 1993-10-07 1994-09-27 Dowell Schlumberger Incorporated Well treating system with pressure readout at surface and method
US5542471A (en) 1993-11-16 1996-08-06 Loral Vought System Corporation Heat transfer element having the thermally conductive fibers
US5573225A (en) 1994-05-06 1996-11-12 Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation Means for placing cable within coiled tubing
US5543617A (en) 1994-06-27 1996-08-06 Schlumberger Technology Corporation Method of measuring flow velocities using tracer techniques
US5503370A (en) 1994-07-08 1996-04-02 Ctes, Inc. Method and apparatus for the injection of cable into coiled tubing
US5599004A (en) 1994-07-08 1997-02-04 Coiled Tubing Engineering Services, Inc. Apparatus for the injection of cable into coiled tubing
US5495547A (en) 1995-04-12 1996-02-27 Western Atlas International, Inc. Combination fiber-optic/electrical conductor well logging cable
US5566706A (en) 1995-10-20 1996-10-22 Harpenau; Richard J. Siphoning device to attain desired water level in pools and the like
FR2745847B1 (fr) 1996-03-08 2000-09-15 Inst Francais Du Petrole Systeme de transmission de mesure comportant un convertisseur optoelectrique
US5667706A (en) 1996-05-03 1997-09-16 Westinghouse Electric Corporation Apparatus and method for laser welding the inner surface of a tube
US5892176A (en) 1996-11-05 1999-04-06 Phillip E. Pruett Smooth surfaced fiber optic logging cable for well bores
US5913003A (en) 1997-01-10 1999-06-15 Lucent Technologies Inc. Composite fiber optic distribution cable
EP1357403A3 (en) 1997-05-02 2004-01-02 Sensor Highway Limited A method of generating electric power in a wellbore
US6281489B1 (en) 1997-05-02 2001-08-28 Baker Hughes Incorporated Monitoring of downhole parameters and tools utilizing fiber optics
US6787758B2 (en) 2001-02-06 2004-09-07 Baker Hughes Incorporated Wellbores utilizing fiber optic-based sensors and operating devices
US6009216A (en) 1997-11-05 1999-12-28 Cidra Corporation Coiled tubing sensor system for delivery of distributed multiplexed sensors
US6496624B1 (en) 1998-04-14 2002-12-17 Nippon Telegraph And Telephone Corporation Optical waveguide device for optical wiring and manufacturing method therefor
US6192983B1 (en) 1998-04-21 2001-02-27 Baker Hughes Incorporated Coiled tubing strings and installation methods
US6404961B1 (en) 1998-07-23 2002-06-11 Weatherford/Lamb, Inc. Optical fiber cable having fiber in metal tube core with outer protective layer
DE29816469U1 (de) 1998-09-14 1998-12-24 Huang, Wen-Sheng, Tung Hsiao Chen, Miao Li Stahlseilstruktur mit Lichtleitfasern
AU2197900A (en) 1998-12-17 2000-07-03 Chevron U.S.A. Inc. Apparatus and method for protecting devices, especially fibre optic devices, in hostile environments
US6519568B1 (en) 1999-06-15 2003-02-11 Schlumberger Technology Corporation System and method for electronic data delivery
US6349768B1 (en) 1999-09-30 2002-02-26 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for all multilateral well entry
US6399546B1 (en) 1999-10-15 2002-06-04 Schlumberger Technology Corporation Fluid system having controllable reversible viscosity
US6502634B1 (en) * 2000-03-17 2003-01-07 Halliburton Energy Services, Inc. Interface monitoring placement system
GB2360584B (en) 2000-03-25 2004-05-19 Abb Offshore Systems Ltd Monitoring fluid flow through a filter
US20020007945A1 (en) 2000-04-06 2002-01-24 David Neuroth Composite coiled tubing with embedded fiber optic sensors
US6629564B1 (en) * 2000-04-11 2003-10-07 Schlumberger Technology Corporation Downhole flow meter
US6419014B1 (en) 2000-07-20 2002-07-16 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for orienting a downhole tool
US6474152B1 (en) 2000-11-02 2002-11-05 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for optically measuring fluid compressibility downhole
JP2002276557A (ja) * 2001-03-22 2002-09-25 Toyota Industries Corp 圧縮機トルク算出方法及び空調装置並びにエンジン制御装置
US6896056B2 (en) 2001-06-01 2005-05-24 Baker Hughes Incorporated System and methods for detecting casing collars
WO2003021301A2 (en) 2001-08-29 2003-03-13 Sensor Highway Limited Method and apparatus for determining the temperature of subterranean wells using fiber optic cable
GB2409719B (en) 2002-08-15 2006-03-29 Schlumberger Holdings Use of distributed temperature sensors during wellbore treatments
CA2636896A1 (en) 2002-08-30 2004-02-29 Schlumberger Canada Limited Optical fiber conveyance, telemetry, and/or actuation
US7090020B2 (en) 2002-10-30 2006-08-15 Schlumberger Technology Corp. Multi-cycle dump valve
CN100453770C (zh) * 2002-12-23 2009-01-21 北京海能海特石油科技发展有限公司 具有流量调控装置的筛管
US7077200B1 (en) 2004-04-23 2006-07-18 Schlumberger Technology Corp. Downhole light system and methods of use
JP4295810B1 (ja) 2008-08-11 2009-07-15 国立大学法人東北大学 稀少金属の回収方法

Cited By (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102639811B (zh) * 2009-12-03 2015-09-30 韦尔泰克有限公司 用于生产套管的流入控制
US9353607B2 (en) 2009-12-03 2016-05-31 Welltec A/S Inflow control in a production casing
CN102639811A (zh) * 2009-12-03 2012-08-15 韦尔泰克有限公司 用于生产套管的流入控制
CN104047592B (zh) * 2013-03-15 2016-05-04 中国石油化工股份有限公司 一种利用时间分配法定位钻井微芯片示踪器深度的方法
CN104047592A (zh) * 2013-03-15 2014-09-17 中国石油化工股份有限公司 一种利用时间分配法定位钻井微芯片示踪器深度的方法
CN104047593A (zh) * 2013-03-15 2014-09-17 中国石油化工股份有限公司 一种利用速度定位钻井微芯片示踪器深度的方法
CN104047593B (zh) * 2013-03-15 2016-05-04 中国石油化工股份有限公司 一种利用速度定位钻井微芯片示踪器深度的方法
CN104047591A (zh) * 2013-03-15 2014-09-17 中国石油化工股份有限公司 一种利用压力定位钻井微芯片示踪器深度的方法
CN104047591B (zh) * 2013-03-15 2016-06-29 中国石油化工股份有限公司 一种利用压力定位钻井微芯片示踪器深度的方法
CN104453814A (zh) * 2014-12-05 2015-03-25 贵州航天凯山石油仪器有限公司 一种油田注入二氧化碳的流量检测方法及装置
CN107387066A (zh) * 2017-07-26 2017-11-24 中国石油大学(华东) 一种基于电阻抗测量的油气钻井气侵早期发现方法
CN107387066B (zh) * 2017-07-26 2020-05-26 中国石油大学(华东) 一种基于电阻抗测量的油气钻井气侵早期发现方法
CN110132378A (zh) * 2019-06-12 2019-08-16 海丰通航科技有限公司 电阻式挠性液位传感器及其应用

Also Published As

Publication number Publication date
AR061493A1 (es) 2008-09-03
US20070289739A1 (en) 2007-12-20
EG26708A (en) 2014-06-15
MX2008014821A (es) 2008-12-01
US7654318B2 (en) 2010-02-02
EA200970032A1 (ru) 2009-06-30
EA015064B1 (ru) 2011-04-29
WO2007148269A1 (en) 2007-12-27
MY151633A (en) 2014-06-30
CN101473104B (zh) 2013-03-13
CA2659580A1 (en) 2007-12-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101473104B (zh) 流体分流测量方法和系统
US8316704B2 (en) Downhole annular measurement system and method
CN103270242B (zh) 用于钻探地下井眼的方法和设备
AU2013212697B2 (en) Systems, methods and devices for analyzing drilling fluid
US7827859B2 (en) Apparatus and methods for obtaining measurements below bottom sealing elements of a straddle tool
CN102619503B (zh) 电缆地层测试器
MX2008016469A (es) Los metodos y los sistemas para la determinacion de la invasion de fluidos, en las zonas designadas como reservorios.
US10494921B2 (en) Methods for interpretation of downhole flow measurement during wellbore treatments
EP3494278B1 (en) Monitoring hydrocarbon fluid flow
CN103470201B (zh) 流体控制系统
NO20170215A1 (en) System and method for downhole organic scale monitoring and intervention in a production well
CN103670349A (zh) 桥式同心智能测调分注装置及工艺
US8156801B2 (en) Flow metering device
CN104948149B (zh) 一种适用于矿场复杂油层的多介质分注系统
CN103334709A (zh) 一种套管环空注气工艺
CN103926422A (zh) 流体测量系统和方法
Solovyev et al. Successful application of the intelligent inflow tracers for monitoring of horizontal wells on North Komsomolskoe field
Meng et al. Production logging via coiled tubing fiber optic infrastructures (FSI) and its application in shale gas wells
CN109072687B (zh) 用于井下流体感测和与地面通信的pH敏感性化学品
US10125600B2 (en) System and method for sensing fluids downhole
Rae et al. Improved Method for Underbalanced Perforating with Coiled Tubing in the South China Sea
RU2731304C1 (ru) Способ одновременно-раздельной закачки рабочего агента и установка для его реализации
US20230366301A1 (en) Wellbore Fluid Diversion
Uvarov Usage of Two-Sided Motors as a Part of the Simultaneous Separate Operation Technology
Rouhiainen et al. Oskarshamn Site Investigation: Difference Flow Measurements in Borehole KAV01 at Ävrö

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20130313

Termination date: 20150614

EXPY Termination of patent right or utility model