NO325094B1 - Downhole painting tool to determine inflow relationship to a fluid producing well - Google Patents

Downhole painting tool to determine inflow relationship to a fluid producing well Download PDF

Info

Publication number
NO325094B1
NO325094B1 NO20060659A NO20060659A NO325094B1 NO 325094 B1 NO325094 B1 NO 325094B1 NO 20060659 A NO20060659 A NO 20060659A NO 20060659 A NO20060659 A NO 20060659A NO 325094 B1 NO325094 B1 NO 325094B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
chamber
well
measuring equipment
tool
during use
Prior art date
Application number
NO20060659A
Other languages
Norwegian (no)
Other versions
NO20060659L (en
Inventor
Helge Loken
Original Assignee
Tco As
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 Tco As filed Critical Tco As
Priority to NO20060659A priority Critical patent/NO325094B1/en
Priority to EP07709225.2A priority patent/EP1989397A4/en
Priority to PCT/NO2007/000043 priority patent/WO2007091900A1/en
Publication of NO20060659L publication Critical patent/NO20060659L/en
Publication of NO325094B1 publication Critical patent/NO325094B1/en

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10Locating fluid leaks, intrusions or movements

Abstract

Loggeverktøy (2) for å bestemme innstramning til en brønn fra fluidproduserende formasjonssoner. Et sett pakninger (15, 21, 27, 30) tetter mot brannveggen og danner sammen med et indre rør (12) i verktøyet og brannveggen ett eller flere perifere kamre. Et antall sensorer (17, 19) for registrering av fluidfase og strømningshastighet er plassert i kamrene som mottar formasjonsfluid fra en aktuell sone. Det indre røret (12) leder formasjonsfluid fra oppstrøms soner gjennom verktøyet forbi sensorene (17, 19) uten å påvirke disse.Logging tool (2) to determine tightness of a well from fluid-producing formation zones. A set of gaskets (15, 21, 27, 30) seals against the fire wall and forms, together with an inner tube (12) in the tool and the fire wall, one or more peripheral chambers. A number of sensors (17, 19) for recording fluid phase and flow rate are placed in the chambers which receive formation fluid from a relevant zone. The inner tube (12) guides formation fluid from upstream zones through the tool past the sensors (17, 19) without affecting them.

Description

Den foreliggende oppfinnelse angår et måleutstyr for å frembringe informasjon om innstrømningsforhold til en brønn fra fluidproduserende soner i en formasjon, i en produserende brønn og anvendelse av dette utstyret. The present invention relates to a measuring device for generating information about inflow conditions into a well from fluid-producing zones in a formation, in a producing well and the use of this device.

Et av oljeselskapenes viktigste satsningsområder i dag er å tilegne seg mest mulig informasjon om hvordan tilstanden er nede i oljereservoaret og hvordan den endres over tid. For å vite mer om tilstanden i produksjonssonen i brønnen leier oljeselskapene inn brønnservice operatører som utfører en logging på vei nedover i brønnen og videre gjennom hele produksjonssonen. Noen av målingene som utføres er målinger av temperatur og trykktilstand på formasjonsvæsken. I tillegg utføres også målinger som angir de tilstedeværende mengdeforholdene av fasene av olje, gass og vann. One of the oil companies' most important investment areas today is to acquire as much information as possible about how the condition is down in the oil reservoir and how it changes over time. To find out more about the condition of the production zone in the well, the oil companies hire well service operators who carry out logging on the way down the well and further through the entire production zone. Some of the measurements that are carried out are measurements of the temperature and pressure state of the formation fluid. In addition, measurements are also carried out that indicate the present quantity ratios of the phases of oil, gas and water.

Disse måleoperasj onene utføres i dag med en metode som på fagspråket kalles for wirelineoperasjoner. Det brukes da en traktor 1 som kjøres nedover i brønnen med måleverktøyet 2 som er montert i forkant av traktoren se fig 1. Det finnes en del forskjellige operatører på markedet som produserer slike enheter. De forskjellige produsentene kan ha sine egne varianter for utformingen av selve traktoren som kjører måleutstyret fremover i brønnen. Today, these measuring operations are carried out using a method known in the technical language as wireline operations. A tractor 1 is then used which is driven down into the well with the measuring tool 2 which is mounted in front of the tractor see fig 1. There are a number of different operators on the market who produce such devices. The different manufacturers may have their own variants for the design of the tractor itself which drives the measuring equipment forward in the well.

Det som er et fellestrekk for de forskjellige produsentene er at de bruker flerfase mikrofølere 3, fig 2, og stålbøyler 4, fig 2, som er fordelt i en vispeform. Bøylene 4 er fjærbelastede og beveger seg langsetter på innsiden av rørveggen. På denne måten er måleverktøyets sensorer 3 hele tiden sentrerte i produksjonsrøret. Som vist på fig 2 ligger sensorer 3 plassert like bakenfor bøylens høyeste toppunkt 5 . Samtidig med at sensorene ikke skades er de nært plassert til de perforerte hullene i produksjonsrøret hvor de tre fasene olje, gass eller vann strømmer inn i produksjonsrøret. Dette beskriver hvorledes måleverktøyet er utformet og hvordan det beveger seg i målesonen. What the various manufacturers have in common is that they use multiphase microsensors 3, fig. 2, and steel hoops 4, fig. 2, which are distributed in a whisker shape. The hoops 4 are spring-loaded and move longitudinally on the inside of the pipe wall. In this way, the measuring tool's sensors 3 are constantly centered in the production pipe. As shown in Fig. 2, sensors 3 are located just behind the highest point 5 of the hoop. At the same time that the sensors are not damaged, they are located close to the perforated holes in the production pipe where the three phases of oil, gas or water flow into the production pipe. This describes how the measuring tool is designed and how it moves in the measuring zone.

Fig 3 viser at måleverktøy 2 er kommet ned til begynnelsen av produksjonssonen. En slik produksjonssone varierer i lengde alt etter hvilken brønn det er. I dette eksempelet sier vi for enkelhetsskyld at den totale lengden av produksjonssonen er 2500 m lang. Hver av de fem sonene som er vist i eksempelet, gir hvert sitt bidrag til den totale strømmen som går ut av sonen og opp til plattformen. Det vil si at vi har en netto utstrømning opp til Fig 3 shows that measuring tool 2 has reached the beginning of the production zone. Such a production zone varies in length depending on which well it is. In this example, for the sake of simplicity, we say that the total length of the production zone is 2,500 m long. Each of the five zones shown in the example makes its own contribution to the total flow that exits the zone and up to the platform. This means that we have a net outflow of up to

plattformen som er lik summen av samtlige av de sonene som strømmer inn i produksjonsrøret. På bakgrunn av dette kan vi slå fast at strømningshastigheten i væskestrømmen i rørets lengderetning vil være lik i punktet merket (A) og ved utløpet oppe på plattformen. Videre kan vi også slå fast at hastigheten til væskestrømmen vil minke suksessivt etter hvert som vi beveger oss fra punktet A og innover forbi de forskjellige sonene. Dette vil være naturlig på grunn av de blir færre perforeringshull som bidrar til væskestrømmens retning mot plattformen. Væskestrømmen vil være minkende for hver meter vi beveger oss innover i røret og i slutten av sone 5 vil væskestrømmen langsetter røret være veldig lav. Det kan allikevel strømme fra perforeringshullene i produksjonsrøret. På grunn av disse fakta vil det virke en ejektoreffekt fra the platform which is equal to the sum of all the zones that flow into the production pipe. Based on this, we can state that the flow rate in the liquid stream in the pipe's longitudinal direction will be the same at the point marked (A) and at the outlet up on the platform. Furthermore, we can also state that the speed of the liquid flow will decrease successively as we move from point A and inwards past the different zones. This will be natural because there will be fewer perforation holes that contribute to the direction of the liquid flow towards the platform. The liquid flow will be decreasing for every meter we move into the pipe and at the end of zone 5 the liquid flow along the pipe will be very low. It can still flow from the perforation holes in the production pipe. Due to these facts, there will be an ejector effect from

væskestrømmens hastighet i de sonene som ligger nærmest plattformen. Sone 1 i eksempelet vil ha den største ejektoreffekten siden hastigheten til væsken er størst her og det strømmer derfor lettere gjennom de perforerte hullene. the speed of the fluid flow in the zones closest to the platform. Zone 1 in the example will have the greatest ejector effect since the speed of the liquid is greatest here and it therefore flows more easily through the perforated holes.

Vi forsetter med eksempelet som vist over og forstørrer selve produksjonssonen, se fig 4. Pilen i punktet B viser den totale strømningsmengden som produseres av samtlige av de fem sonene. Den totale mengden som passerer verktøyet 2 slik det står plassert, på fig 4 vil være lik 50+50+40+30+20=190 l/min med en blanding bestående av olje, gass og vann. We continue with the example shown above and enlarge the production zone itself, see fig 4. The arrow at point B shows the total amount of flow produced by all of the five zones. The total amount that passes the tool 2 as it is positioned, on fig 4 will be equal to 50+50+40+30+20=190 l/min with a mixture consisting of oil, gas and water.

Måleverktøyet måler hele tiden på det totale strømningsbildet av de blandede faser fra de forskjellige sonene som passerer sensorene på verktøyhodet. Vi kan i dette eksempelet anta en noenlunde jevnt fordelt innstrømning i de forskjellige sonene. Dette er absolutt ingen nødvendig forutsetning, fordi verktøyet måler allikevel den totale summen av det som passerer sensorene. The measuring tool constantly measures the total flow picture of the mixed phases from the different zones that pass the sensors on the tool head. In this example, we can assume a fairly evenly distributed inflow in the different zones. This is absolutely not a necessary condition, because the tool still measures the total sum of what passes the sensors.

I punktet (C) sier vi derfor for enkelhetsskyld at oljestrømmen forbi sensorene vil være en total strømningsmengde på 190-40= 150 l/min. Vi lar en stykk innstrømnings pil tilsvare en innstrømningsmengde på 10 l/min. Dette vil måleverktøyet registrere fordi de kapasitive sensorene får endret sitt dielektrikum mellom platene i sensorene. På softwaren til verktøyet blir dette registrert og programvaren vil da kontinuerlig rekne ut at fasene har endret seg og at det er 40 l/min mindre av olje i den blandingen som passerer verktøyet. På denne måten vil verktøyet meter for meter se endringene i den totale blandingen, og man kan danne seg et tendensbilde av økning eller reduksjon av de spesifikke fasene som er i brønnen. In point (C) we therefore say for simplicity that the oil flow past the sensors will be a total flow amount of 190-40= 150 l/min. We let one piece of inflow arrow correspond to an inflow quantity of 10 l/min. The measuring tool will register this because the capacitive sensors are allowed to change their dielectric between the plates in the sensors. This is registered on the tool's software and the software will then continuously calculate that the phases have changed and that there is 40 l/min less oil in the mixture that passes the tool. In this way, the tool will see meter by meter the changes in the total mixture, and one can form a tendency picture of the increase or decrease of the specific phases that are in the well.

I tillegg til at man danner seg et tendensbilde vil man i tillegg kunne registrere hvilke faser som strømmer hvor i røret. Dette lar seg ordne ved at traktoren har plassert en innvendig eksentrisk vekt 8 fig 5. Da vil jordgravitasjonen automatisk sørge for eksentervekten henger nederst og når sensorene er nummererte er det lett å fastslå hva som oppe og hva som er nede i røret. Eksentervekten er positiv da den også hindrer at kabelen til verktøyet får snurr. In addition to forming a trend picture, you will also be able to record which phases flow where in the pipe. This can be arranged by the tractor having placed an internal eccentric weight 8 fig 5. Then the earth's gravity will automatically ensure that the eccentric weight hangs at the bottom and when the sensors are numbered it is easy to determine what is up and what is down in the pipe. The eccentric weight is positive as it also prevents the tool's cable from spinning.

På fig 6 og fig 7 viser jeg et typisk bilde på to forskjellige målesteder som kan plottes ut fra måledataene, (a) viser gassmengde og plasseringen, (b) viser oljen og (c) viser vannet i røret. Det er vanlig at disse måleplottene er i forskjellige farger. På dette måleutstyret får man altså et tredimensjonalt bilde av fasene og man kan også få et fargevariert trendbilde av de forskjellige fasene langsetter brønnens produksjonssone. In fig 6 and fig 7, I show a typical picture of two different measurement locations that can be plotted from the measurement data, (a) shows the amount of gas and the location, (b) shows the oil and (c) shows the water in the pipe. It is common for these measurement plots to be in different colours. With this measuring equipment, you get a three-dimensional picture of the phases and you can also get a color-varied trend picture of the different phases along the well's production zone.

Disse dataene kan jo fortelle en hel del om brønnens tilstand, men de kjente verktøyene har allikevel en del svakheter. This data can tell a great deal about the condition of the well, but the known tools still have a number of weaknesses.

For det første vil strømningshastigheten i begynnelsen av produksjonssonen være meget stor på grunn av de sonene som er foran verktøyet, det vil være redusert produksjon mens loggingen foregår. Firstly, the flow rate at the beginning of the production zone will be very high due to the zones in front of the tool, there will be reduced production while logging is taking place.

Med henvisning til et eksempel fra en brønn med noen virkelige tall, en brønn som produserer 3000 fat i døgnet som ikke er noe uvanlig. Ved tre tusen fat i døgnet vil det strømme 3000x159 = 447000 liter olje, dividert med 24 som er 18625 liter per time dividert med 60x60 gir 5,7 liter i sekundet. Dersom produksjonsrøret er 7 tommer har det et innvendig areal på ca 1,5 kvadrat desimeter. Det vil da strømme med en hastighet på 34,5 m i sekundet ut gjennom røret. Ut fra disse dataene ser vi at vi har en veldig turbulent strømning normalt i røret og at produksjonen må reduseres mye for å i hele tatt kunne utføre disse målingene. Referring to an example from a well with some real numbers, a well that produces 3000 barrels a day which is not unusual. At three thousand barrels a day, 3000x159 = 447000 liters of oil will flow, divided by 24 which is 18625 liters per hour divided by 60x60 gives 5.7 liters per second. If the production pipe is 7 inches, it has an internal area of approximately 1.5 square decimetres. It will then flow at a speed of 34.5 m per second out through the pipe. Based on these data, we see that we have a very turbulent flow normally in the pipe and that the production must be greatly reduced in order to be able to carry out these measurements at all.

Uavhengig om det produseres redusert eller ikke, vil det eksisterende måleverktøyet derfor fa mest usikre målinger i begynnelsen av produksjonssonen fordi hastigheten alltid vil være størst der og fordi at alle sonene må passere dette punktet. Det at det blir usikre målinger her skyldes at man ønsker å måle det som kommer ut av perforeringshullene og ikke på tvers av perforeringene som kommer fra strømningen langsetter røret. Videre kan vi slå fast at verktøyet vil gi bedre målinger etter hvert som det går videre innover i sonene fordi strømningshastigheten langsetter røret da reduseres gradvis. Man kan kanskje si at denne usikkerheten ikke trenger å bety så veldig mye. Regardless of whether production is reduced or not, the existing measurement tool will therefore get the most uncertain measurements at the beginning of the production zone because the speed will always be greatest there and because all the zones must pass this point. The fact that there are uncertain measurements here is because you want to measure what comes out of the perforation holes and not across the perforations that come from the flow along the pipe. Furthermore, we can state that the tool will give better measurements as it progresses further into the zones because the flow rate is gradually reduced the further the pipe goes. One could perhaps say that this uncertainty does not have to mean very much.

En annen usikkerhet med kjente verktøy er at det hele tiden måler en suksessiv faseendring av det som skjer foran sensorene på verktøyhodet. Det vil i praksis si at verktøyet ikke kan fastslå eksakt hvor de forskjellige sonene inntreffer og hvor hen de slutter. Ved å se på fig 4 kan vi se at verktøyet ikke kan sette noen eksakt grense for hvor sone 1 og sone 2 har en grenset overgang, og det kommer av den enkle grunnen at det hele tiden måler de små endringer av totalen, og fordi deler av sone 2, og hele sone 3, sone 4 og sone 5 hele tiden blander seg inn med sine bidrag til totalbildet. Nå kan vi imidlertid fastslå at verktøyet vil kunne registrere starten og slutten på den siste sonen korrekt som vil være sone 5 i dette eksempelet. Another uncertainty with known tools is that it constantly measures a successive phase change of what happens in front of the sensors on the tool head. In practice, this means that the tool cannot determine exactly where the different zones occur and where they end. By looking at fig 4, we can see that the tool cannot set an exact limit for where zone 1 and zone 2 have a limited transition, and this is for the simple reason that it constantly measures the small changes of the total, and because parts of zone 2, and the whole of zone 3, zone 4 and zone 5 constantly mix in with their contributions to the overall picture. Now, however, we can determine that the tool will be able to register the start and end of the last zone correctly, which will be zone 5 in this example.

For at oljeselskapene skal kunne øke utvinningsgraden i sine reservoarer betraktelig vil det derfor være meget nyttig tilleggsinformasjon om man også kan fastslå nøyaktig hvor hen de forskjellige sonene ligger plassert i reservoaret. Som en opplysning ligger utvinningsgraden på reservoarene på ca 50% og dersom man vet nøyaktig hvorledes brønnen ser ut vil man kunne bore seg nøyaktig inn i de lommene i reservoaret som gir mer produksjon til plattformen. In order for the oil companies to be able to increase the recovery rate in their reservoirs considerably, it will therefore be very useful additional information if it is also possible to determine exactly where the different zones are located in the reservoir. As information, the recovery rate on the reservoirs is around 50% and if you know exactly what the well looks like, you will be able to drill exactly into the pockets in the reservoir that give more production to the platform.

Kjente måleverktøy er eksempelvis beskrevet i US 5831156, US 3103812, US 3113455, US 5337821 og US 5804714. Det er også beskrevet anordninger for å måle innstrørnningen i en brønn i publikasjonene US 2564,198US 2945,952 og US 3187567. En hensikt med den foreliggende oppfinnelsen er å tilveiebringe et alternativt verktøy for å kunne logge innstrømmingen fra en sone i en produserende brønn. Known measuring tools are described, for example, in US 5831156, US 3103812, US 3113455, US 5337821 and US 5804714. Devices for measuring the inflow into a well are also described in the publications US 2564,198 US 2945,952 and US 3187567. A purpose of the the present invention is to provide an alternative tool to be able to log the inflow from a zone in a producing well.

Denne hensikt er oppnådd med et måleutstyr og anvendelse som angitt i de etterfølgende kravene. This purpose is achieved with a measuring device and application as stated in the following requirements.

Oppfinnelsen skal nå forklares med ikke begrensende utførelseseksempler med henvisning til de vedføyde figurene hvor; The invention shall now be explained with non-limiting examples of embodiment with reference to the attached figures where;

Fig. 1 viser tidligere kjent traktor og verktøyenhet, Fig. 1 shows a previously known tractor and tool unit,

Fig. 2 viser tidligere kjent verktøy plassert i et rør Fig. 2 shows previously known tools placed in a pipe

Fig. 3 viser tidligere kjent verktøy plasser i forbindelse med en brønnformasjon, Fig. 3 shows previously known tool locations in connection with a well formation,

Fig 4 viser detaljer av fig. 3, Fig 4 shows details of fig. 3,

Fig. 5 viser et mulig tverrsnittsbilde av en traktorenhet. Fig. 5 shows a possible cross-sectional view of a tractor unit.

Fig. 6-7 viser tverrsnittsbilder av mulige strømningsforhold til en brønn, Fig. 6-7 shows cross-sectional images of possible flow conditions for a well,

Fig. 8a viser en perspektivskisse av en første utførelse av et verktøy i henhold til oppfinnelse, Fig. 8a shows a perspective sketch of a first embodiment of a tool according to the invention,

Fig. 8b viser en andre utførelse et verktøy i henhold til oppfinnelsen, Fig. 8b shows a second embodiment of a tool according to the invention,

Fig. 8c viser et tverrsnittsbilde langs linjen I-l på fig. 8b, Fig. 8c shows a cross-sectional view along the line I-1 in fig. 8b,

Fig. 9 viser verktøyet på fig. 8a kobler til en traktorenhet, Fig. 9 shows the tool in fig. 8a connects to a tractor unit,

Fig. 10 viser et tverrsnitt av verktøyet på fig. 8a, Fig. 10 shows a cross-section of the tool in fig. 8a,

Fig. 11 viser en tredje utførelse av et verktøy i henhold til oppfinnelse, Fig. 11 shows a third embodiment of a tool according to the invention,

Fig. 12 viser en fjerde utførelse av et verktøy i henhold til oppfinnelsen, Fig. 12 shows a fourth embodiment of a tool according to the invention,

Fig. 13 viser et tverrsnittsbilde av et mulig strømningsmønster målt med et verktøy i henhold til oppfinnelse, og Fig. 14 viser et snitt av produksjonsrøret og en mulig formasjon I denne oppfinnelsen består verktøyet av en festeplate 10 fig 8a som brukes for å montere verktøyet til den traktoren som skal kjøre verktøyet fremover. I tillegg har verktøyet 5 stykker propeller 16 som er monterte på hver sin rotasjonssensor 17. Det er fire stykk propeller 16 bakerst på verktøyet og en stykk propell 16 foran på verktøyet. Videre er det utstyrt med flere stykker av kapasitive minisensorer 19 slike som det også finnes på andre måleverktøy. Ledningene til sensorene 19 går på innsiden av røret 18 som holder sensorene 19 på plass. Ledningene vil komme ut av de rørene som går gjennom festeplaten 10. Dette er vanlig måte å gjøre det på for å beskytte ledningene som går til de enkelte sensorene på best mulig måte. Fremst på verktøyet sitter det en sentreringsenhet 25 som er der for å sentrere verktøyet idet det skal passere tubing-hengeren i brønnen. Det er i tillegg også en sensor 26 som blir trykket inn og stopper fremdriften til verktøyet når det har kommet helt til bunns i den siste produksjonssonen se fig 4. Sentreringsenheten er festet til en avrundet hul kon 23 som skal gi minst mulig innstrømningsmotstand til væskestrømmen og som videre er montert til det indre røret 12 i verktøyet. Verktøyet har også tre stykker pakninger; to 24,21 foran på verktøyet og en stykk pakning 15 bakerst på verktøyet. Fig. 13 shows a cross-sectional view of a possible flow pattern measured with a tool according to the invention, and Fig. 14 shows a section of the production pipe and a possible formation. In this invention, the tool consists of a fixing plate 10 fig. 8a which is used to mount the tool to the tractor that will drive the tool forward. In addition, the tool has 5 pieces of propeller 16 which are each mounted on a rotation sensor 17. There are four pieces of propeller 16 at the back of the tool and one piece of propeller 16 at the front of the tool. Furthermore, it is equipped with several pieces of capacitive mini-sensors 19 such as are also found on other measuring tools. The wires to the sensors 19 run on the inside of the tube 18 which holds the sensors 19 in place. The wires will come out of the pipes that go through the fixing plate 10. This is the usual way to do it in order to protect the wires that go to the individual sensors in the best possible way. At the front of the tool is a centering unit 25 which is there to center the tool as it passes the tubing hanger in the well. In addition, there is also a sensor 26 which is pressed in and stops the progress of the tool when it has reached the bottom of the last production zone see fig 4. The centering unit is attached to a rounded hollow cone 23 which should provide the least possible inflow resistance to the liquid flow and which is further mounted to the inner tube 12 in the tool. The tool also has three pieces of gaskets; two 24.21 at the front of the tool and a piece of gasket 15 at the back of the tool.

Fig 9 viser oppfinnelsen montert på en traktor 1 når verktøyet er ferdigkoblet til bruk for logging i brønnen. Fig 9 shows the invention mounted on a tractor 1 when the tool is fully connected for use for logging in the well.

Tilsvarende som vist i fig 2 for de måleverktøy som anvendes i dag, vises et forstørret bilde av oppfinnelsen i fig 10 når denne utfører en logging i produksjonssonen. Sentreringsenheten er bare fjernet for enkelhet skyld da denne ikke er har noen praktisk betydning for selve virkemåten til oppfinnelsen. Similarly as shown in Fig. 2 for the measuring tools used today, an enlarged image of the invention is shown in Fig. 10 when it performs a logging in the production zone. The centering unit has only been removed for simplicity as this has no practical significance for the actual operation of the invention.

Som vi kan se av oppfinnelsen så er måleverktøyet utformet på slik måte at målesensorene 19 fig 10, ikke blir påvirket av strømningen som kommer fra de sonene som ligger i forkant av verktøyet. Dette er fordi innløpskon 23 leder væskestrømmen fra de forskjellige sonene gjennom utstyret ved å la væsken passere i det indre røret 12 og uten å påvirke målesensorene 19. As we can see from the invention, the measuring tool is designed in such a way that the measuring sensors 19, fig. 10, are not affected by the flow coming from the zones in front of the tool. This is because the inlet cone 23 directs the liquid flow from the different zones through the equipment by allowing the liquid to pass in the inner tube 12 and without affecting the measuring sensors 19.

Dersom vi plasserer oppfinnelsen inn som et måleverktøy i fig 4 vist i eksemplet ovenfor, i stedet for det utstyret som anvendes i dag, så ser vi at oppfinnelsen vil kunne registrere hvor grensene mellom de forskjellige sonene er plassert. Mens det utstyret som anvendes i dag måler på totalbildet av de fasesammensetningene som er foran målehodet så vil denne oppfinnelsen i stedet registrere hva det er som kommer ut av de perforeringene som er mellom pakningene 15,21 fig 10 og eksakt i det området der hvor måleverktøyet befinner seg. Det vil si at verktøyet kan registrere med en nøyaktighetsgrad som tilvarer distansen mellom pakningene 15,21. Dette kan sies å være en rimelig god nøyaktighetsgrad, sett i sammenheng i en produksjonssone med lengde på to til tre tusen meter. I tillegg til å kunne registrere noenlunde nøyaktig hvor grensene mellom de forskjellige sonene er plassert, vil også oppfinnelsen kunne berekne hvor mye formasjonsvæske som strømmer ut av de perforeringshullene som befinner seg mellom pakningene 15,21 fig 10, fordi den registrerer dette på de fire stykk propell sensorene 16,17 fig 10 som sitter i den bakre pakningsskiven, og på denne måten bruker softwaren til å rekne om til en gitt mengde. For at dette skal være nøyaktige målinger blir slippfaktoren på hver propell kalibrert og justert i softwaren før verktøyet sendes ut til plattformen. If we place the invention as a measuring tool in Fig. 4 shown in the example above, instead of the equipment used today, we see that the invention will be able to register where the boundaries between the different zones are located. While the equipment used today measures the overall picture of the phase compositions that are in front of the measuring head, this invention will instead record what comes out of the perforations that are between the seals 15,21 fig 10 and exactly in the area where the measuring tool is located. This means that the tool can register with a degree of accuracy that corresponds to the distance between the seals 15,21. This can be said to be a reasonably good degree of accuracy, seen in the context of a production zone with a length of two to three thousand metres. In addition to being able to register more or less precisely where the boundaries between the different zones are located, the invention will also be able to calculate how much formation fluid flows out of the perforation holes located between the seals 15, 21 fig 10, because it registers this on the four pieces propeller sensors 16,17 fig 10 which are in the rear gasket, and in this way use the software to recalculate to a given quantity. In order for these to be accurate measurements, the slip factor on each propeller is calibrated and adjusted in the software before the tool is sent out to the platform.

Den ene propellen 16 fig 8, fig 10 som sitter foran på verktøyet vil registrere en eventuell lekkasjefaktor i pakningene og automatisk justere for dette avviket i softwaren slik at den mengden som skal trekkes fra innstrømningsmengden, blir korrekt angitt ifra perforeringshuUene mellom de to bakerste pakningene 15,21. Oppfinnelsen vil kunne måle en spesifikk innstrømningsmengde ifra de forskjellige sonene i en gitt plassering i brønnen. The one propeller 16 fig 8, fig 10 which sits at the front of the tool will register a possible leakage factor in the seals and automatically adjust for this deviation in the software so that the amount to be subtracted from the inflow quantity is correctly indicated from the perforation holes between the two rear seals 15 ,21. The invention will be able to measure a specific inflow amount from the different zones in a given location in the well.

Slike måledata kan ikke dagens utstyr gi oss, men det kan si noe om hvordan de totale fasebildet endres over en gitt lengde. På dette grunnlag kan vi si at oppfinnelsen gir oss et detaljert bilde av hele brønnen, mens dagen utstyr kun kan gi et trendbilde av brønnen. Current equipment cannot provide us with such measurement data, but it can tell us something about how the total phase picture changes over a given length. On this basis, we can say that the invention gives us a detailed picture of the entire well, while today's equipment can only give a trend picture of the well.

En annen vesentlig forskjell på oppfinnelsen, og dagens måleutstyr er softwaren til dagens måleutstyr starter med en total måling av samtlige faser og trekker fra etter hvert som det beveger seg innover i produksjonssonen, så gjør oppfinnelsen på det motsatt ved at den legger til i softwaren etter hvert og vil her først ha det totale bildet når den er kommet i enden av brønnen. Nå er det i virkeligheten ikke så veldig interessant å vite den totale strømningsmengden heller, siden vi allikevel måler denne oppe i prosessen til plattformen. Men den grei å vite i alle tilfelle, dersom man bør korrigere på software. Dette er fasiten som man skal forholde seg til, uavhengig av hvilket måleutstyr som skal brukes i loggingen. Another significant difference between the invention and today's measuring equipment is the software of today's measuring equipment starts with a total measurement of all phases and subtracts as it moves into the production zone, then the invention does the opposite by adding to the software after each and here will only have the total picture when it has reached the end of the well. Now, in reality, it is not very interesting to know the total flow rate either, since we still measure this up in the process of the platform. But it's good to know in any case, if you need to correct the software. This is the aspect that must be taken into account, regardless of which measuring equipment is to be used in the logging.

Når man gjør slike oppfinnelser er man opptatt av virkemåte og utformingen av måleverktøyet. Virkemåten er at man utelukker de strømmende sonene som ligger foran hodet. En utforming av verktøyet er vist i fig 10. When you make such inventions, you are concerned with the way the measuring tool works and the design. The way it works is that the flowing zones in front of the head are excluded. A design of the tool is shown in fig 10.

Andre utforminger av måleverktøyet for å ivareta virkemåten til det, kan være som vist i figur 11, hvor sensorene 19 fig 11, ligger innenfor halvformede langsgående rør 29 med tetninger 27inn mot perforeringssonene, og på den måten stenger denne utformingen ute de uønskede påvirkningene som kommer fra de ulike sonene. Denne vil også kunne fastslå hvor de forskjellige sonene har sine grenser, men har en svakhet i forhold til fig 10, da den ikke kan gi en eksakt strømningsmengde fra perforeringshuUene. Da den måler i sektorer på noen av perforeringshuUene kan den imidlertid stipulere mengden gjennom å legge til faktorer for det totale sektorantall på sirkelen i røret gjennom multiplikasjon som ligger i software programmeringen. Other designs of the measuring tool to take care of its operation can be as shown in figure 11, where the sensors 19 fig 11 are located within half-shaped longitudinal tubes 29 with seals 27 in towards the perforation zones, and in this way this design closes out the unwanted influences that come from the various zones. This will also be able to determine where the different zones have their boundaries, but has a weakness in relation to Fig. 10, as it cannot provide an exact amount of flow from the perforation holes. As it measures in sectors on some of the perforation heads, it can however stipulate the amount by adding factors for the total number of sectors on the circle in the pipe through multiplication which is in the software programming.

Andre utforminger av måleverktøyet for å ivareta virkemåten til det, kan også være som vist i figur 12, hvor sensorene 19 ligger upåvirket av strømningen fra de andre sonene ved at de ligger beskyttet i halvformede rør 29 med tetninger 30 inn mot produksjonsrøret, og som går radielt i rørets strømningsretning. En svakhet med dette måleverktøyet kan være at det kan litt for liten flate å måle på, og at det derfor kan gi mer usikre mengdemålinger også her. Denne vil imidlertid også kunne oppdage soneforskjeller, som dagens måleutstyr ikke gjør, og er derfor også innbefattet i oppfinnelsen. Other designs of the measuring tool to ensure its operation can also be as shown in Figure 12, where the sensors 19 are unaffected by the flow from the other zones by being protected in half-shaped tubes 29 with seals 30 towards the production tube, and which go radially in the pipe's direction of flow. A weakness of this measuring tool may be that it may have a slightly too small area to measure on, and that it may therefore give more uncertain quantity measurements here as well. However, this will also be able to detect zone differences, which current measuring equipment does not, and is therefore also included in the invention.

Oppfinnelsen vil prosessere et bilde som vist i fig 13 , sammenlignet med det bildet som lages av eksisterende måleutstyr som vist i fig 6 og fig 7. The invention will process an image as shown in Fig. 13, compared to the image produced by existing measuring equipment as shown in Fig. 6 and Fig. 7.

Som vist er oppfinnelsen i stand til å vise helt rene faser av det mediet som strømmer inn fra perforeringene i fig 13.1 dette tilfellet er det fire stykk rør som har monterte sensorer, og derfor deles bildet her i fire like sektorer. Oppfinnelsen kan også vise blandingsinnstrømninger som vist i den sektoren helt til venstre i fig 13 og som har fatt inn en blanding av (x) gass øverst, (y) olje i midten og (z) vann nederst. Dette kan oppfinnelsen gjøre fordi den jo som bevist av utformingen dens kan måle lokalt over et bestemt areal av perforeringshuUene. Dette betyr at oppfinnelsen kan fortelle radielt i forhold til produksjonsrøret om det strømmer inn olje fra siden eller fra øverste del av røret. Fordi at eksisterende måleutstyr lar det strømme fritt imot seg med en blanding av faser kan eksisterende måleverktøy ikke kunne definere hvilken retning oljen strømmer inn i røret. Dette kan derimot oppfinnelsen gjøre, og det vil være en betydelig gevinst for oljeselskapene. Fig 14 viser en tenkt situasjon nede i reservoaret, vi ser produksjonsrøret 6 i lengde retningen og en større oljelomme (o) som ligger nede til høyre for produksjonsrøret. Ved hjelp av oppfinnelsen kan nå oljeselskapet kunne registrere at det er en mindre eller større oljelomme i denne posisjonen. Størrelsen på oljelommen kan de først fastslå etter erfaringsdata over en viss tid. As shown, the invention is able to show completely clean phases of the medium that flows in from the perforations in fig 13.1, in this case there are four pieces of pipe that have mounted sensors, and therefore the image is divided here into four equal sectors. The invention can also show mixed inflows as shown in the sector on the far left of Fig. 13 which has included a mixture of (x) gas at the top, (y) oil in the middle and (z) water at the bottom. The invention can do this because, as evidenced by its design, it can measure locally over a specific area of the perforation holes. This means that the invention can tell radially in relation to the production pipe whether oil is flowing in from the side or from the top of the pipe. Because existing measuring equipment allows it to flow freely against itself with a mixture of phases, existing measuring tools cannot define which direction the oil flows into the pipe. However, the invention can do this, and it will be a significant gain for the oil companies. Fig 14 shows an imaginary situation down in the reservoir, we see the production pipe 6 in the longitudinal direction and a larger oil pocket (o) which is located to the lower right of the production pipe. With the help of the invention, the oil company can now register that there is a smaller or larger oil pocket in this position. They can only determine the size of the oil pocket based on experience data over a certain period of time.

Det kan de gjøre fordi oppfinnelsen forteller nøyaktig hvor oljen ligger, og oppfinnelsen kan også fortelle hvor hurtig oljen strømmer inn, og i hvilken lengde innstrømningen fordeler seg. På grunn av at oppfinnelsen ikke har eksistert tidligere, vil man måtte bruke tid til å oppbygge seg erfaringsdata, og dermed kunne fastslå nokså nøyaktig hvor stort dette reservoaret vil være i omfang. Først når erfaringsdataene er opparbeidet vil man derfor kunne fastslå nøyaktig hvor man skal bore, og for dermed i neste omgang øke utvinningsgraden av olje og gassreservoarene. Dette er en nyttig nyvinning, da man tross alt har med en ikke gjenvinnbar naturressurs å gjøre. They can do that because the invention tells exactly where the oil is located, and the invention can also tell how fast the oil flows in, and over what length the inflow is distributed. Due to the fact that the invention has not existed before, one will have to spend time building up experience data, and thus be able to determine quite precisely how large this reservoir will be in scope. Only when the experience data has been compiled will it therefore be possible to determine exactly where to drill, and thus subsequently increase the recovery rate of the oil and gas reservoirs. This is a useful innovation, as you are, after all, dealing with a non-recyclable natural resource.

Claims (10)

1. Måleutstyr til å frembringe informasjon om innstrømningsforhold til en brønn fra fluidproduserende soner i en formasjon, omfattende et legeme som kan nedføres gjennom brønnen til sonene, og hvor legemet omfatter sensorer (17, 19) til å registrere de ulike fluider og strømningshastigheter og andre relaterte strømningsparametre, hvor legemet omfatter tetningsanordninger (15,21, 27, 30) som er slik konfigurert og innrettet at de under bruk av måleutstyret frembringer tetning mot en brønnvegg (6), slik at minst et perifert kammer dannes av tetningsanordningene (15,21), legemet (12,13,20) og brønnveggen (6), hvilket kammer er innrettet til å motta fluid som strømmer ut fra en aktuell sone i formasjonen og er atskilt fra andre strømninger i brønnen, karakterisert ved at legemet (12,13,20) omfatter minst et indre rør (12) innrettet til å passere produksjonsfluid fra oppstrøms for legemet til forbi legemet og minst et nedstrøms utløp (14) fra det dannede kammeret ut av legemet (12,13,20) anordnet slik at det danner en strømning fra utløpet (14) hovedsakelig parallell med en utløpsstrøm fra det indre røret (12) og hvor nevnte sensorer (17,19) er anordnet i det dannede kammeret for å registrere aktuelle innstrømmende fluider i det dannede kammeret.1. Measuring equipment to generate information about inflow conditions into a well from fluid-producing zones in a formation, comprising a body that can be lowered through the well to the zones, and where the body comprises sensors (17, 19) to register the various fluids and flow rates and other related flow parameters, where the body comprises sealing devices (15,21, 27, 30) which are configured and arranged so that during use of the measuring equipment they produce a seal against a well wall (6), so that at least one peripheral chamber is formed by the sealing devices (15,21 ), the body (12,13,20) and the well wall (6), which chamber is arranged to receive fluid that flows out from a relevant zone in the formation and is separated from other flows in the well, characterized in that the body (12,13 ,20) comprises at least one inner tube (12) arranged to pass production fluid from upstream of the body to past the body and at least one downstream outlet (14) from the formed chamber out of the body (12,13,20) an arranged so that it forms a flow from the outlet (14) essentially parallel to an outlet flow from the inner tube (12) and where said sensors (17,19) are arranged in the formed chamber to register relevant inflowing fluids in the formed chamber. 2. Måleutstyr i henhold med krav 1, karakterisert ved at tetningsanordningene omfatter minst to rundt omkretsen anordnede tetningselementer (15,21) med innbyrdes avstand, slik at kammeret som dannes under bruk har en ringform rundt hele legemets omkrets.2. Measuring equipment according to claim 1, characterized in that the sealing devices comprise at least two sealing elements (15,21) arranged around the circumference at a distance from each other, so that the chamber formed during use has an annular shape around the entire circumference of the body. 3. Måleutstyr i henhold til krav 1 eller 2, karakterisert ved at tetningsanordningene omfatter i forhold til legemet minst to langsgående tetningselementer (27), slik at kammeret som dannes er inndelt i et antall innbyrdes avdelte sektorer ved hjelp av langsgående tetninger (27).3. Measuring equipment according to requirements 1 or 2, characterized in that the sealing devices comprise in relation to the body at least two longitudinal sealing elements (27), so that the chamber that is formed is divided into a number of mutually separated sectors by means of longitudinal seals (27). 4. Måleutstyr i henhold til krav 3, karakterisert ved at de langsgående tetningselementer er dannet i flaten av halvformede rør (29), slik at en avdelt sektor av kammeret som dannes under bruk er formet av det indre hulrom av det halvformede røret (29).4. Measuring equipment according to claim 3, characterized in that the longitudinal sealing elements are formed in the surface of half-shaped tubes (29), so that a separated sector of the chamber which is formed during use is formed by the inner cavity of the half-shaped tube (29). 5. Måleutstyr i henhold til et av kravene 1-3, karakterisert ved at kanalen er dannet av et hult rør (12) med et avrundet, delvis konisk formet innløpsparti (23) for å lede et fluid i brønnen fra oppstrøms legemet og gjennom legemet.5. Measuring equipment according to one of the requirements 1-3, characterized in that the channel is formed by a hollow pipe (12) with a rounded, partly conically shaped inlet part (23) to guide a fluid in the well from the upstream body and through the body. 6. Måleutstyr i henhold til krav 5, karakterisert ved at en radielt ytre kant av innløpsparti et (23) omfatter et ringformet tetningslegeme (24) for tettende anlegg mot en brønnvegg (6) under bruk.6. Measuring equipment according to claim 5, characterized in that a radially outer edge of inlet part et (23) comprises et annular sealing body (24) for sealing against a well wall (6) during use. 7. Måleutstyr i henhold til et av kravene 5 eller 6, karakterisert ved at en yttervegg av røret (12) som danner kanalen definerer en vegg av kammer som dannes under bruk.7. Measuring equipment according to one of claims 5 or 6, characterized in that an outer wall of the tube (12) which forms the channel defines a wall of chamber which is formed during use. 8. Måleutstyr i henhold til et av kravene 1-7, karakterisert ved at ved utløpet fra det dannede kammeret under bruk er anordnet en sensor (17) innrettet til å registrere strømningsmengden mot/gjennom utløpet (14).8. Measuring equipment according to one of the requirements 1-7, characterized in that at the outlet from the formed chamber during use, a sensor (17) arranged to register the amount of flow towards/through the outlet (14) is arranged. 9. Måleutstyr i henhold til krav 6, karakterisert ved at det ringformede tetningselementet (24) ved det radielt ytre punkt av innløpspartiet (23) er anordnet i avstand fra tetningsanordninger (15,21)hvilke under bruk medvirker til dannelse av kammer, slik at det under bruk dannes et andre kammer oppstrøms det første kammer, hvor det i legemet er formet minst et andre utløp (22) fra dette andre kammer og at det ved dette andre utløp (22) er anordnet en målesensor (17) som kan registrerer en eventuell lekkasje inn i det andre kammeret.9. Measuring equipment according to claim 6, characterized in that the annular sealing element (24) at the radially outer point of the inlet part (23) is arranged at a distance from sealing devices (15,21) which during use contribute to the formation of a chamber, so that during use a second chamber is formed upstream of first chamber, where at least one second outlet (22) from this second chamber is formed in the body and that a measuring sensor (17) is arranged at this second outlet (22) which can detect any leakage into the second chamber. 10. Anvendelse av måleutstyr som beskrevet i et av de foregående krav ved innføring i et rør, som et produksjonsrør i en brønn, for å frembringe et detaljert bilde av innstrømningsforholdene i en produserende olje og gassbrønn, hvilket frembringer at de registrerende målesensorer blir upåvirket fra de innstrømningsforholdene fra de forskjellige sonene i brønnen beliggende oppstrøms verktøyet ved de aktuelle målepunkt.10. Application of measuring equipment as described in one of the preceding claims when inserted into a pipe, such as a production pipe in a well, to produce a detailed picture of the inflow conditions in a producing oil and gas well, which means that the recording measuring sensors are unaffected from the inflow conditions from the different zones in the well located upstream of the tool at the relevant measuring points.
NO20060659A 2006-02-10 2006-02-10 Downhole painting tool to determine inflow relationship to a fluid producing well NO325094B1 (en)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20060659A NO325094B1 (en) 2006-02-10 2006-02-10 Downhole painting tool to determine inflow relationship to a fluid producing well
EP07709225.2A EP1989397A4 (en) 2006-02-10 2007-02-12 Logging tool for hydrocarbon-producing wells
PCT/NO2007/000043 WO2007091900A1 (en) 2006-02-10 2007-02-12 Logging tool for hydrocarbon-producing wells

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20060659A NO325094B1 (en) 2006-02-10 2006-02-10 Downhole painting tool to determine inflow relationship to a fluid producing well

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20060659L NO20060659L (en) 2007-08-13
NO325094B1 true NO325094B1 (en) 2008-02-04

Family

ID=38345415

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20060659A NO325094B1 (en) 2006-02-10 2006-02-10 Downhole painting tool to determine inflow relationship to a fluid producing well

Country Status (3)

Country Link
EP (1) EP1989397A4 (en)
NO (1) NO325094B1 (en)
WO (1) WO2007091900A1 (en)

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2564198A (en) * 1945-01-15 1951-08-14 Stanolind Oil & Gas Co Well testing apparatus
US2781663A (en) * 1956-01-16 1957-02-19 Union Oil Co Well fluid sampling device
US2945952A (en) * 1956-04-23 1960-07-19 Continental Oil Co Method and apparatus for locating producing zones in wells
US3187567A (en) * 1961-11-16 1965-06-08 Pure Oil Co Fluid flow indicating method and apparatus for well bores
FR1599037A (en) * 1968-11-12 1970-07-15
US4573532A (en) * 1984-09-14 1986-03-04 Amoco Corporation Jacquard fluid controller for a fluid sampler and tester
EG21490A (en) * 1997-04-09 2001-11-28 Shell Inernationale Res Mij B Downhole monitoring method and device

Also Published As

Publication number Publication date
WO2007091900A1 (en) 2007-08-16
EP1989397A1 (en) 2008-11-12
NO20060659L (en) 2007-08-13
EP1989397A4 (en) 2014-09-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US3839914A (en) Method and apparatus of determining the density, velocity and viscosity of following fluids
AU2014342687B2 (en) Method and system for monitoring fluid flow in a conduit
NO302051B1 (en) Method and tool for performing fluid flow measurements in a borehole
NO20101645L (en) Multiphase flow paint method
EA201101271A1 (en) MEASURING VOLUME CONSUMPTION OF DRILLING SOLUTION IN THE INTERTUBULAR SPACE DURING DRILLING AND USE OF THE OBTAINED DATA TO DETECT THE DISTURB IN THE WELL
US9574438B2 (en) Fluid velocity flow meter for a wellbore
RU2406915C2 (en) Systems and procedures for fixing scraper in pipeline
RU2752374C1 (en) Method for detecting the inflow or leakage of fluid in a well and detecting changes in the efficiency of the fluid pump
NO336408B1 (en) Method for interpreting data obtained in a hydrocarbon well during production
CN109162697A (en) A kind of natural gas well oil jacket annulus flowing Dynamic profiling method
US20200292365A1 (en) Flowmeter profiling system for use in groundwater production wells and boreholes
WO2009045816A3 (en) Method and system for interpreting swabbing tests using nonlinear regression
CN111827910A (en) Experimental device and experimental method for exploring formation of detritus bed in horizontal well drilling
GB2536004A (en) Bell nipple
NO343700B1 (en) Method and apparatus for measuring the volume flow rate of a liquid
WO2015191091A1 (en) Method and apparatus for measuring drilling fluid properties
NO325094B1 (en) Downhole painting tool to determine inflow relationship to a fluid producing well
NO330905B1 (en) Stromningsmaleapparat
CN110617018B (en) Device and method for evaluating flushing efficiency of filter cake of well cementation cement injection drilling fluid
CN107631961A (en) Interface of oil and gas tension determining apparatus and method
CN111502640A (en) Device and method for measuring formation pore pressure and leakage pressure
CN205280291U (en) Measurement device for small leakage quantity that lets out of hydraulic component
CN213775357U (en) Simulation experiment device for judging thickness of rock debris bed based on measured fluid speed
RU73485U1 (en) DENSITY-FLOW METER FLUID
RU162819U1 (en) DEVICE FOR SEPARATE ACCOUNTING OF PRODUCTS FOR WELLS WITH A THREE-LIFT SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION

Legal Events

Date Code Title Description
CREP Change of representative

Representative=s name: ACAPO AS, POSTBOKS 1880 NORDNES, 5817 BERGEN, NO

CREP Change of representative

Representative=s name: ONSAGERS AS, POSTBOKS 6963 ST OLAVS PLASS, 0130 OS

CREP Change of representative

Representative=s name: ACAPO AS, POSTBOKS 1880 NORDNES, 5817 BERGEN, NO

MM1K Lapsed by not paying the annual fees