NO333962B1 - Apparatus for use in obtaining parameters from a well stream and method of using the same. - Google Patents

Apparatus for use in obtaining parameters from a well stream and method of using the same. Download PDF

Info

Publication number
NO333962B1
NO333962B1 NO20065913A NO20065913A NO333962B1 NO 333962 B1 NO333962 B1 NO 333962B1 NO 20065913 A NO20065913 A NO 20065913A NO 20065913 A NO20065913 A NO 20065913A NO 333962 B1 NO333962 B1 NO 333962B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
well
semi
fluid phase
rod
flow
Prior art date
Application number
NO20065913A
Other languages
Norwegian (no)
Other versions
NO20065913L (en
Inventor
Terje Wilberg
Original Assignee
Ziebel 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 Ziebel As filed Critical Ziebel As
Priority to NO20065913A priority Critical patent/NO333962B1/en
Priority to PCT/NO2007/000446 priority patent/WO2008091155A1/en
Priority to EP07860914.6A priority patent/EP2102451B1/en
Priority to US12/520,457 priority patent/US20100059220A1/en
Publication of NO20065913L publication Critical patent/NO20065913L/en
Publication of NO333962B1 publication Critical patent/NO333962B1/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
    • E21B47/01Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
    • 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
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/20Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables
    • 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
    • E21B47/06Measuring temperature or pressure

Abstract

Det beskrives et apparat (3) til bruk ved innhenting av parametere fra en brønnstrøm i en petroleumsbrønn (1) for å kunne evaluere brønnens (1) strømning og produktivitet eller injektivitet, hvor apparatet (3) innbefatter: en semi-stiv stang (5) som er innrettet til å kunne avføle brønnens (1) temperaturprofil; i det minste to med innbyrdes avstand anbrakte måleinnretninger og/eller fluidfaseindikatorer (9) festet til den semi-stive stang (5); og i det minste én trykkføler (11) innrettet til å kunne avføle trykk i brønnen (1), hvorved mengde vann, olje og gass fra én eller flere i det minste to formasjonsseksjoner vil kunne kvantifiseres. Det beskrives også en framgangsmåte ved bruk av apparatet.An apparatus (3) for use in obtaining parameters from a well stream in a petroleum well (1) is described for evaluating the flow and productivity or injectivity of the well (1), the apparatus (3) comprising: a semi-rigid rod (5). ) which is arranged to be able to sense the temperature profile of the well (1); at least two spaced measuring devices and / or fluid phase indicators (9) attached to the semi-rigid rod (5); and at least one pressure sensor (11) arranged to be able to sense pressure in the well (1), whereby the amount of water, oil and gas from one or more at least two formation sections can be quantified. A procedure for using the apparatus is also described.

Description

APPARAT TIL BRUK VED INNHENTING AV PARAMETERE FRA EN BRØNN-STRØM SAMT FRAMGANGSMÅTE VED BRUK AV SAMME APPARATUS FOR USE IN OBTAINING PARAMETERS FROM A WELL STREAM AND METHOD FOR USING THE SAME

Den foreliggende oppfinnelse vedrører et apparat for og en framgangsmåte ved innhenting av parametere fra en brønnstrøm. Nærmere bestemt dreier det seg om et apparat og en framgangsmåte for å kunne innhente parametere langs en petroleums-brønnbane for derved å kunne evaluere brønnens strømning, fluidfaser og produktivitet eller injektivitet. The present invention relates to an apparatus for and a procedure for obtaining parameters from a well stream. More specifically, it concerns an apparatus and a procedure for being able to obtain parameters along a petroleum well path in order to thereby be able to evaluate the well's flow, fluid phases and productivity or injectivity.

I olje- og gassutvinningsindustrien er det behov for å kunne evaluere petroleumsbrønner som produserer olje og/eller gass og/eller vann for å måle innstrømning av olje, gass og vann langs med brønnbaner over reservoarseksjonen hvorfra olje, gass og vann produseres. Dette er spesielt utfordrende i horisontale brønner, både for en horisontal gren, og såkalte multiple grener eller multi-lateraler. In the oil and gas extraction industry, there is a need to be able to evaluate petroleum wells that produce oil and/or gas and/or water to measure inflow of oil, gas and water along well paths over the reservoir section from which oil, gas and water are produced. This is particularly challenging in horizontal wells, both for a horizontal branch and so-called multiple branches or multi-laterals.

Det er kjent flere apparater og framgangsmåter for å samle inn data fra en brønn for å kunne evaluere trykk og strømning og for å kunne estimere brønnstrømmens fluidfaser og brønnens produktivitet eller injektivitet. Several devices and procedures are known to collect data from a well in order to be able to evaluate pressure and flow and to be able to estimate the fluid phases of the well flow and the productivity or injectivity of the well.

En kjent framgangsmåte er å installere nødvendige sensorer permanent langs forutbestemte steder i brønnbanen. Sensorene kommuniserer til overflaten, for eksempel til en rigg, gjennom én av eller en kombinasjon av to eller flere av elektrisk kabel eller fiberkabel. Data kan også kommuniseres til overflaten ved hjelp av trådløs kommunikasjon eller ved hjelp av såkalte minnebrikker som midlertidig lagrer de innsamlede data i brønnen. A known procedure is to install the necessary sensors permanently along predetermined locations in the well path. The sensors communicate to the surface, for example to a rig, through one or a combination of two or more electrical cables or fiber cables. Data can also be communicated to the surface using wireless communication or using so-called memory chips that temporarily store the collected data in the well.

Strøm til elektroniske sensorer tilveiebringes ved hjelp av batterier eller ved hjelp av kabel til en energikilde på overflaten. Power for electronic sensors is provided by means of batteries or by means of a cable to an energy source on the surface.

Det er også kjent å føre nødvendige sensorer for å kunne samle inn data fra en brønn, inn i brønnen for eksempel ved hjelp av kabel eller såkalt wireline, eller ved hjelp av kveilerør (eller såkalt "coiled tubing"). It is also known to lead the necessary sensors to be able to collect data from a well, into the well for example by means of cable or so-called wireline, or by means of coiled tubing (or so-called "coiled tubing").

Det er flere ulemper relatert til ovennevnte kjente teknikk. There are several disadvantages related to the above known technique.

Ved bruk av permanent installerte sensorer må plasseringen av disse planlegges og installeres før de føres inn i brønnen. Den ekstra rigg-tid som medgår for å installere sensorene, er avhengig av hvor mange kabler som skal monteres, antall sen-sorenheter som skal monteres/innstalleres og lengden på brøn-nen. Erfaringsmessig er det svært kostbart å installere sensorer på permanent basis i en brønn. When using permanently installed sensors, the location of these must be planned and installed before they are introduced into the well. The additional rig time required to install the sensors depends on how many cables are to be fitted, the number of sensor units to be fitted/installed and the length of the well. In terms of experience, it is very expensive to install sensors on a permanent basis in a well.

Elektroniske enheter har vist seg å være sårbare for blant annet de høye temperaturer som vil kunne eksistere i en brønn, samt slag og støt. Elektroniske sensorer har derfor en begrenset levetid. Utskifting av elektroniske sensorer som har feilet er både tidkrevende og vanskelig. Electronic devices have proven to be vulnerable to, among other things, the high temperatures that can exist in a well, as well as knocks and shocks. Electronic sensors therefore have a limited lifespan. Replacing electronic sensors that have failed is both time-consuming and difficult.

Permanent installerte systemer er en utfordring for ren komp-lettering av brønner angående plass i brønnen mellom pro-duksjonsrør og foringsrør, gjennomføringer for kabler til overflaten og det å klemme kabel fast til produksjonsrøret. Permanently installed systems are a challenge for pure completion of wells regarding space in the well between production pipe and casing, penetrations for cables to the surface and clamping the cable to the production pipe.

Nedihulls monitorering anses i bransjen å representere en høy vanskelighetsgrad. Dette gjelder spesielt for brønner med brønnbanevinkel mellom 65° og 95°. Nedihull's monitoring is considered in the industry to represent a high degree of difficulty. This applies in particular to wells with a well path angle between 65° and 95°.

For å redusere ovennevnte ulemper som permanent installerte monitorerings- eller loggesystemer representer, kan sensorer føres inn i brønnen etter at denne er etablert. In order to reduce the above disadvantages that permanently installed monitoring or logging systems represent, sensors can be introduced into the well after it has been established.

For å kunne føre loggesystemer inn i brønner med høy brønnba-nevinkel, det vil si brønnbaner med en vinkel mellom 65° og 95°, er det behov for kveilerør (coiled tubing) eller wireline med brønntraktor. In order to be able to lead logging systems into wells with a high well path angle, i.e. well paths with an angle between 65° and 95°, there is a need for coiled tubing (coiled tubing) or wireline with a well tractor.

Kveilerør har imidlertid en tendens til å "buckle", det vil si at det kveiler seg og former seg som en spiralfjær og stopper opp, eller "tvinner seg opp" (blir "helic"), det vil si at røret former seg som en sprialfjær, men ikke stopper opp. Dette er spesielt et problem ved gjentatt bruk av kveilerøret. For å avhjelpe blant annet dette problemet er det utviklet brønntraktorer for kveilerør. Imidlertid vil et kveilerør i brønnen medføre at effektiv rørdiameter blir redusert og at produksjonen av fluidet blir bremset ned på grunn av øket friksjon mellom produksjonsrøret og kveilerø-ret. Denne friksjon fører til at brønnen ikke oppfører seg optimalt, og at resultatet fra loggingen i noen tilfeller ikke representerer et riktig bilde av strømningsforholdene i brønnen. However, coiled tubing tends to "buckle", i.e. it coils and forms like a coil spring and stops, or "twists up" (becomes "helic"), i.e. the tube forms like a spiral spring, but does not stop. This is particularly a problem with repeated use of the coil tube. To remedy, among other things, this problem, well tractors for coiled pipes have been developed. However, a coiled pipe in the well will mean that the effective pipe diameter is reduced and that the production of the fluid is slowed down due to increased friction between the production pipe and the coiled pipe. This friction means that the well does not behave optimally, and that the result from the logging in some cases does not represent a correct picture of the flow conditions in the well.

Kveilerør har i tillegg en begrenset rekkevidde, idet det er en begrensing på hvor mye kveilerør som kan spoles inn på en trommel som skal kunne brukes for eksempel fra en rigg eller et skip. Coiled pipes also have a limited range, as there is a limit to how much coiled pipe can be wound onto a drum that must be able to be used, for example, from a rig or a ship.

Wireline trenger en brønntraktor som skyver loggeverktøyet foran seg. En brønntraktor kan også fungere som en strupings-enhet (choke), og har i enkelte tilfeller blitt produsert ut av en horisontal brønn som følge av for høy produksjonsrate. Dette har resultert i at kabelen som brønntraktoren er koplet til mot overflaten, i noen tilfeller har viklet seg. En slik situasjon har medført at utstyr er mistet i brønnen som følge av at kabelen ble brutt når utstyret ble forsøkt gjenvunnet ut av brønnen. Wireline needs a well tractor that pushes the logging tool in front of it. A well tractor can also function as a throttling unit (choke), and in some cases has been produced from a horizontal well as a result of too high a production rate. This has resulted in the cable to which the well tractor is connected to the surface becoming tangled in some cases. Such a situation has resulted in equipment being lost in the well as a result of the cable breaking when the equipment was tried to be recovered from the well.

En brønntraktor vil også kunne kjøre seg fast i for eksempel spor i brønnen. Dette kan ende opp med at brønntraktoren og loggeverktøyet ikke kan gjenvinnes og må i stedet forlates i brønnen. Fastkjøring av brønntraktor har vist å være et problem spesielt i brønner med ventiler eller såkalte "sleeves" og i brønnbaner uten foringsrør eller såkalte "åpenhullsløs-ninger". Det er utviklet spesialbygde brønntraktorer for bruk i åpenhullsløsninger, men disse representerer samme strup-ningsproblematikk som nevnt over. A well tractor will also be able to get stuck in, for example, tracks in the well. This can end up with the well tractor and logging tool not being recovered and instead having to be left in the well. Jamming of well tractors has proven to be a problem especially in wells with valves or so-called "sleeves" and in well paths without casing or so-called "open-hole solutions". Specially built well tractors have been developed for use in open-hole solutions, but these represent the same bottleneck problem as mentioned above.

All logging hvor loggeverktøyene føres inn i brønnen ved hjelp av kveilerør eller wireline, krever bevegelse inn i og ut av brønnen under produksjon og under såkalt stengt brønn forhold. Under slike bevegelser kan sensorer slutte å fungere slik de var tenkt. All logging where the logging tools are guided into the well using coiled pipe or wireline, requires movement in and out of the well during production and under so-called closed well conditions. During such movements, sensors may stop working as intended.

Høye temperaturer i brønnen, for eksempel over 140 °C, fører ofte til problemer relatert til redusert styrke eller tap av elektrisk signal i overgangspartiet mellom kabel og logge-verktøy. Det er erfaringsmessig generelt mye støy på trykk-og temperaturdata under slike forhold, noe som vil kunne resultere i upålitelige data fra brønnen. High temperatures in the well, for example above 140 °C, often lead to problems related to reduced strength or loss of electrical signal in the transition section between cable and logging tool. Based on experience, there is generally a lot of noise on pressure and temperature data under such conditions, which could result in unreliable data from the well.

Fra publikasjonen US 5505259 er det kjent et måleverktøy for en produksjonsbrønn hvor sensorer distribuert langs en semi-stiv stang kan omfatte trykk,- temperatur og fluidfaseindikatorer. From the publication US 5505259, a measuring tool for a production well is known where sensors distributed along a semi-rigid rod can include pressure, temperature and fluid phase indicators.

Fra publikasjonen US 6125934 er det kjent et brønnverktøy for overvåking av flerfasestrømning, hvor sporstoffer injiseres i en fluidstrøm i en horisontal brønnseksjon fra to eller flere aksielt adskilte rørseksjoner. From the publication US 6125934, a well tool for monitoring multiphase flow is known, where tracers are injected into a fluid flow in a horizontal well section from two or more axially separated pipe sections.

Logging med fiberkabel er i dag begrenset til å kunne måle temperatur langs kabel. Strømning eller "flow" kan per i dag kun måles i permanent installerte løsninger hvor fiberkabler benyttes (og samtidig er installert langs brønnbanen over reservoarseksjonen), og både trykk og flow må måles for å kunne evaluere brønnens produktivitet eller injektivitet. Det er per i dag ikke tilgjengelige loggesensorer for stiv fiberkabel eller semistiv stang som kan måle fluidfasene i brønn-strømmen eller kunne differensiere olje, vann og gass i en brønnstrøm. Logging with fiber cable is currently limited to being able to measure temperature along the cable. Flow or "flow" can currently only be measured in permanently installed solutions where fiber cables are used (and at the same time installed along the well path above the reservoir section), and both pressure and flow must be measured in order to be able to evaluate the well's productivity or injectivity. There are currently no logging sensors available for rigid fiber cable or semi-rigid rod that can measure the fluid phases in the well flow or differentiate oil, water and gas in a well flow.

Oppfinnelsen har til formål å avhjelpe eller å redusere i det minste en av ulempene ved kjent teknikk. The purpose of the invention is to remedy or to reduce at least one of the disadvantages of known technology.

Formålet oppnås ved trekk som er angitt i nedenstående be-skrivelse og i etterfølgende patentkrav. The purpose is achieved by features which are indicated in the description below and in subsequent patent claims.

I fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse kjøres en måleinnretning inn til et ønsket parti av en brønn ved hjelp av en tynn, stiv kabel som i det etterfølgende kalles en semistiv stang. Brønnbanen kan være både vertikal og horisontal. Måleinnretningene er anordnet for å tilveiebringe data for kunne estimere fluidfasene olje, gass og vann i brønnstømmen og til å kunne tilveiebringe data for å kunne estimere brønnens produktivitetsindeks, PI, eller injektivitetsindeks, II. En fagmann vil være kjent med at en brønns produktivitetsindeks PI, eller injektivitestindeks II, er strømningsrate per dag per trykkenhet, for eksempel BBL/d/psi. For injektivitetsindeks II vil tilsvarende være injeksjonsrate per dag per trykkenhet, for eksempel BBL/d/psi. In the method according to the present invention, a measuring device is driven into a desired part of a well by means of a thin, rigid cable, which is hereinafter called a semi-rigid rod. The well path can be both vertical and horizontal. The measuring devices are arranged to provide data to be able to estimate the fluid phases oil, gas and water in the well stream and to be able to provide data to be able to estimate the well's productivity index, PI, or injectivity index, II. One skilled in the art will be aware that a well's productivity index PI, or injectivity test index II, is the flow rate per day per unit of pressure, for example BBL/d/psi. For injectivity index II, the equivalent will be injection rate per day per pressure unit, for example BBL/d/psi.

Sensorene vil kunne innbefatte kjemikalier eller såkalte "tracere" som er innrettet til å kunne detektere og kvantifi-sere fluider nedihulls, samt også andre sensortyper av i og for seg kjent art. The sensors will be able to include chemicals or so-called "tracers" which are designed to be able to detect and quantify fluids downhole, as well as other types of sensors known in and of themselves.

I følge oppfinnelsen måles temperatur, såkalt DTS (distribu- ted temperature sensing) langs en kabel eller en semistiv According to the invention, temperature is measured, so-called DTS (distributed temperature sensing) along a cable or a semi-rigid

stang ved hjelp av en fiberoptisk kabel anordnet i nevnte kabel eller semistive stang. Således utgjør den semistive stang loggeenheten for temperaturprofilen langs brønnen. Når temperaturprofilen er kjent, kan brønnens strømningsrate estimeres . rod by means of a fiber optic cable arranged in said cable or semi-active rod. Thus, the semi-conductive rod forms the logging unit for the temperature profile along the well. When the temperature profile is known, the well's flow rate can be estimated.

PCT-søknad WO 2006/00347 beskriver en stang som har vist seg velegnet for å kunne måle DTS. PCT application WO 2006/00347 describes a rod that has proven suitable for measuring DTS.

I tillegg til at temperatur kan avføles av den semistive stang, er trykksensorer fortrinnsvis integrert langs kabelen og også anbrakt ved et endeparti av en stiv fiberkabel eller en semistiv stang. In addition to temperature being sensed by the semi-rigid rod, pressure sensors are preferably integrated along the cable and also placed at an end part of a rigid fiber cable or a semi-rigid rod.

Ifølge den foreliggende oppfinnelse kombineres således sensorene DTS, trykk og fluididentifiseringsmetode til å erstatte konvensjonelle loggemetoder hvor fysiske sensorer for temperatur, trykk og flow koples som en verktøystreng på enden av en kabel. According to the present invention, the sensors DTS, pressure and fluid identification method are thus combined to replace conventional logging methods where physical sensors for temperature, pressure and flow are connected as a tool string at the end of a cable.

Apparatet og fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse representer spesielt store fordeler i brønner som er horisontale og som ellers ikke kan logges med konvensjonelle loggeverktøy. The apparatus and method according to the present invention represent particularly great advantages in wells which are horizontal and which otherwise cannot be logged with conventional logging tools.

Ifølge oppfinnelsen holdes kabelen stasjonær mens logging av en brønn i produksjon/injeksjon eller en stengt brønn pågår. According to the invention, the cable is kept stationary while logging of a well in production/injection or a closed well is in progress.

En fagmann vil forstå at apparatet og fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen medfører at det ikke er behov for fysiske dybde-korreleringsverktøy for å kunne evaluere loggen. Imidlertid vil et dybdekorreleringsverktøy kunne benyttes i forbindelse med kontroll av om en stiv fiberkabel eller en semistiv stang "buckler" eller har blitt "helic". A person skilled in the art will understand that the apparatus and method according to the invention means that there is no need for physical depth correlation tools to be able to evaluate the log. However, a depth correlation tool can be used in connection with checking whether a rigid fiber cable or a semi-rigid rod "buckles" or has become "helic".

Ifølge et første aspekt av den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes et apparat til bruk ved innhenting av parametere fra en brønnstrøm i en petroleumsbrønn for å kunne evaluere brønnens strømning og produktivitet eller injektivitet kontinuerlig over tid, hvor apparatet innbefatter: en kontinuerlig semistiv stang som er tilordnet en fiberkabel innrettet til å kunne avføle brønnens temperaturprofil; i det minste to med innbyrdes avstand anbrakte fluidfaseindikatorer festet til den kontinuerlige semistive stang, hvor fluidfaseindikatorene er innrettet til å muliggjøre deteksjon og kvantifisering av fluidenes hastighet; og i det minste én trykkføler innrettet til å kunne avføle trykk i brønnen, hvor hver enkelt av fluidfaseindikatorene er et kjemikalie eller et sporstoff som har individuelt detekterbare karakteristika. According to a first aspect of the present invention, an apparatus is provided for use in obtaining parameters from a well stream in a petroleum well to be able to evaluate the flow and productivity or injectivity of the well continuously over time, the apparatus comprising: a continuous semi-rigid rod which is assigned to a fiber cable designed to be able to sense the temperature profile of the well; at least two spaced apart fluid phase indicators attached to the continuous semi-solid rod, the fluid phase indicators being adapted to enable detection and quantification of fluid velocity; and at least one pressure sensor arranged to be able to sense pressure in the well, where each of the fluid phase indicators is a chemical or a tracer which has individually detectable characteristics.

Ved flere enn to fluidfaseindikatorer vil vann, olje og gass fra flere enn to formasjonsseksjoner eller soner kunne kvantifiseres . With more than two fluid phase indicators, water, oil and gas from more than two formation sections or zones can be quantified.

I en foretrukket utførelse innbefatter de minst to med innbyrdes avstand anbrakte fluidfaseindikatorer én av eller en kombinasjon av to eller flere av nevnte kjemikalie og sporstoff og ytterligere en sensor. In a preferred embodiment, the at least two spaced apart fluid phase indicators include one of or a combination of two or more of said chemical and tracer and a further sensor.

I en foretrukket utførelse innbefatter den semistive stang en fiberkabel. I én utførelse er den semistive stang av den art som er beskrevet i WO 2006/003477. In a preferred embodiment, the semi-rigid rod includes a fiber cable. In one embodiment, the semistatic rod is of the type described in WO 2006/003477.

I én utførelse innbefatter den semistive stang en flerhet med avstand anbrakte trykkfølere. In one embodiment, the semi-rigid rod includes a plurality of spaced apart pressure sensors.

I én utførelse innbefatter apparatet en ytterligere trykksensor for kompresjonsmåling av apparatets endeparti i brønnen. Den ytterligere trykksensor er fortrinnsvis anbrakt mellom den semistive stang og en såkalt "bull nose" anbrakt til apparatets ende i brønnen. Hovedformålet med bullnosen er å lede den semistive stangen forbi skarpe kanter som vil kunne opptre i en brønn, og derved fungere som en styreinnretning for nevnte stang. In one embodiment, the apparatus includes a further pressure sensor for compression measurement of the end part of the apparatus in the well. The further pressure sensor is preferably placed between the semi-static rod and a so-called "bull nose" placed at the end of the device in the well. The main purpose of the bullnose is to guide the semi-rigid rod past sharp edges that may occur in a well, thereby acting as a control device for said rod.

I en foretrukket utførelse er apparatet innrettet til å kunne kommunisere måledata gjennom fiberen ut av brønnen mens måling pågår. In a preferred embodiment, the device is designed to be able to communicate measurement data through the fiber out of the well while measurement is in progress.

I et andre aspekt av oppfinnelsen tilveiebringes en framgangsmåte ved innhenting av parametere fra en brønnstrøm i en petroleumsbrønn for å kunne evaluere brønnens strømning og produktivitet eller injektivitet, hvor framgangsmåten innbefatter trinnene: - å føre et apparat ifølge oppfinnelsens første aspekt til et ønsket parti av brønnen: - å holde apparatet i det alt vesentlige stasjonært i brønnen mens innhenting av parametere relatert til strømning og fluidfaser fra én eller flere formasjonsseksjoner av brønnen pågår . In a second aspect of the invention, a method is provided for obtaining parameters from a well stream in a petroleum well in order to be able to evaluate the well's flow and productivity or injectivity, where the method includes the steps: - leading an apparatus according to the first aspect of the invention to a desired part of the well : - to keep the device essentially stationary in the well while the acquisition of parameters related to flow and fluid phases from one or more formation sections of the well is in progress.

Måleresultatene fra fluidfaseindikatorene og den semistive stang kommuniseres i én utførelse til overflaten for videre bearbeiding. På samme måte vil elementer som frigjøres fra et kjemikalie eller et sporstoff kunne kommuniseres til overflaten . The measurement results from the fluid phase indicators and the semistatic rod are communicated in one embodiment to the surface for further processing. In the same way, elements released from a chemical or a tracer can be communicated to the surface.

I det etterfølgende beskrives et eksempel på en foretrukket utførelsesform som er anskueliggjort på medfølgende tegning-er, hvor: Fig. 1 viser en prinsippskisse av en brønn hvor måleinnretninger er ført inn i brønnen ved hjelp av en semistiv stang, og hvor måleinnretningene utgjøres av den semistive stang og åtte sensorer; Fig. 2a viser en graf som illustrer forholdet mellom strøm-ning, trykk og tid i en brønn som produserer fluid. Fig. 2b viser en graf som illustrer forholdet mellom strøm-ning, trykk og tid i en brønn som injiserer fluid. In what follows, an example of a preferred embodiment is described which is visualized in the accompanying drawings, where: Fig. 1 shows a principle sketch of a well where measuring devices are introduced into the well by means of a semi-rigid rod, and where the measuring devices are made up of the semistive rod and eight sensors; Fig. 2a shows a graph illustrating the relationship between flow, pressure and time in a well that produces fluid. Fig. 2b shows a graph illustrating the relationship between flow, pressure and time in a well that injects fluid.

En fagmann vil forstå at figur 1 er sterkt fortegnet og at innbyrdes målestokk av de ulike elementer som vises ikke er korrekt. A person skilled in the art will understand that figure 1 is strongly drawn and that the relative scale of the various elements shown is not correct.

På figur 1 vises en prinsippskisse av en brønn 1 hvor et apparat 3 ifølge den foreliggende oppfinnelse er ført inn i brønnen 1. Figure 1 shows a schematic diagram of a well 1 where a device 3 according to the present invention is introduced into the well 1.

Apparatet 3 innbefatter en semistiv stang 5 som i sitt ene endeparti ender opp på en spole 7 utenfor brønnen 1, og i sitt andre endeparti ender ved et bunnparti av brønnen 1. The apparatus 3 includes a semi-rigid rod 5 which in its one end part ends up on a coil 7 outside the well 1, and in its other end part ends at a bottom part of the well 1.

Den semistive stang 5 er fortrinnsvis av en selvutrettede art. Det vil si at når den semistive stang 5 føres inn i brønnen 1, har stangen 5 i det alt vesentlige ingen gjenvæ-rende kurvatur fra spolen 7. The semistable rod 5 is preferably of a self-aligning type. That is to say, when the semi-solid rod 5 is introduced into the well 1, the rod 5 essentially has no residual curvature from the coil 7.

Til den semistive stangen 5 er det anbrakt sju måleinnretninger i form av seks kjemikalieinnretninger 9 og én trykkfø-ler 11. Seven measuring devices in the form of six chemical devices 9 and one pressure sensor 11 are attached to the semi-static rod 5.

Kjemikalieinnretningene 9 utgjøres av beholdere med sporstoffer eller såkalte "tracere" av i og for seg kjent art. Sporstoffene frigjøres på i og for seg kjent vis til fluidstrøm-men hvori kjemikalieinnretningene 9 er anbrakt. Fortrinnsvis vil sporstoffene som frigjøres til fluidstrømmen fra hver av kjemikalieinnretningene 9, kunne skilles fra hverandre. The chemical devices 9 are made up of containers with tracers or so-called "tracers" of a kind known per se. The tracers are released in a manner known per se into the fluid stream in which the chemical devices 9 are placed. Preferably, the tracers which are released into the fluid flow from each of the chemical devices 9 can be separated from each other.

Kjemikalieinnretningene 9 i figur 1 er festet omkring den semistive stang 5. En fagmann vil forstå at kjemikalieinnretningene i alternative utførelser også vil kunne være festet på eller kun være forbundet med partier av den semistive stang 5. The chemical devices 9 in Figure 1 are attached around the semi-active rod 5. A person skilled in the art will understand that the chemical devices in alternative designs could also be attached to or only be connected to parts of the semi-active rod 5.

I enden av den semistive stang 5 er det anbrakt en såkalt "Bull nose" 13. Hovedformålet med en bull nose 13 er som nevnt ovenfor, å lede den semistive stangen 5 forbi skarpe kanter som vil kunne opptre i en brønn. At the end of the semi-rigid rod 5, a so-called "Bull nose" 13 is placed. The main purpose of a bull nose 13 is, as mentioned above, to guide the semi-rigid rod 5 past sharp edges that may occur in a well.

Brønnen 1 er forsynt med f6ringsrør/forlengingsrør 15 og pro-duksjonsrør 17. I endepartiet av brønnens 1 horisontale parti utgjøres brønnen 1 av et såkalt åpent hull. The well 1 is provided with a guide pipe/extension pipe 15 and a production pipe 17. In the end part of the horizontal part of the well 1, the well 1 consists of a so-called open hole.

Pilene på figuren illustrerer strømning av fluider inn gjennom perforeringer 18 i forlengingsrøret 15 og strømning av produsert fluid. En fagmann vil forstå at pilene ville pekt i motsatt retning for en brønn som injiserer fluid. De rette, stiplede linjer illustrerer inndeling av formasjonen i ulike soner. The arrows in the figure illustrate flow of fluids into through perforations 18 in the extension tube 15 and flow of produced fluid. One skilled in the art will appreciate that the arrows would point in the opposite direction for a well that injects fluid. The straight, dashed lines illustrate the division of the formation into different zones.

Når måleinnretningen 3 illustrert i figur 1 er på plass i brønnen 1, vil den kunne tilveiebringe følgende informasjon direkte eller indirekte. When the measuring device 3 illustrated in Figure 1 is in place in the well 1, it will be able to provide the following information directly or indirectly.

Trykk i brønnen 1 vil kunne måles direkte ved hjelp av trykk-føleren 11 og eventuelt trykkfølere (ikke vist) anbrakt langs stangen 5. Pressure in the well 1 can be measured directly using the pressure sensor 11 and possibly pressure sensors (not shown) placed along the rod 5.

Temperaturfordeling eller -profil, DTS, langs den semistive stangen 5 kan måles gjennom hele dens lengde. Når temperaturprofilen er kjent, vil en total fluidstrøm kunne deriveres. Ut fra den totale fluidstrøm vil en strømningsprofil i brøn-nen kunne estimeres. Det er utviklet egne beregningsmodeller for dette. Beregningene foretas fortrinnsvis ved hjelp av et datamaskinprogram. Temperature distribution or profile, DTS, along the semi-static rod 5 can be measured throughout its length. When the temperature profile is known, a total fluid flow can be derived. Based on the total fluid flow, a flow profile in the well can be estimated. Separate calculation models have been developed for this. The calculations are preferably made using a computer program.

Ved hjelp av kjemikalieinnretningene 9 eller tracerne som er plassert langs den semistive stang 5, vil innstrømningspunk-ter av vann og gass kunne estimeres. Forbruk av tracer eller sporstoff kan for eksempel bestemmes ved å måle mengden av opprinnelig installert sporstoff i kjemikalieinnretningen 9 mot resterende mengde når kjemikalieinnretningen 9 kommer til overflaten igjen etter en loggeoperasjon. Forbruket er en funksjon av strømningsrate av fluidet (eksempelvis vann) forbi kjemikalieinnretningen 9 hvor sporstoffet oppbevares. I tillegg vil det kunne være overflateutstyr til å detektere konsentrasjoner av de forskjellige sporstoff eller tracere i den produserende brønnstrøm. With the aid of the chemical devices 9 or the tracers which are placed along the semi-static rod 5, inflow points of water and gas will be able to be estimated. Consumption of tracer or tracer can be determined, for example, by measuring the amount of originally installed tracer in the chemical device 9 against the remaining amount when the chemical device 9 comes to the surface again after a logging operation. The consumption is a function of the flow rate of the fluid (for example water) past the chemical device 9 where the tracer is stored. In addition, there will be surface equipment to detect concentrations of the various tracers or tracers in the producing well stream.

Forbruk av sporstoffer vil også kunne gi en indikasjon på retning og omfang av eventuell kryss-strømning i brønnen 1. Consumption of trace substances will also be able to give an indication of the direction and extent of possible cross-flow in well 1.

Når brønnens 1 trykk og strømning (flow) er kjent, kan brøn-nens 1 produktivitet eller den såkalte produktivitetsindeks, PI, estimeres. When the pressure and flow of the well 1 are known, the productivity of the well 1 or the so-called productivity index, PI, can be estimated.

Når ovennevnte informasjon er tilveiebrakt, vil en fagmann kunne estimere strømningsbidrag fra hver enkelt sone eller formasjonsseksjon i brønnen, og mengde vann, olje og gass vil kunne kvantifiseres. When the above information is provided, a professional will be able to estimate the flow contribution from each individual zone or formation section in the well, and the amount of water, oil and gas will be able to be quantified.

En fagmann vil forstå at måleinnretningen 3 må holdes stasjonær i forhold til brønnen 1 mens målinger pågår. A person skilled in the art will understand that the measuring device 3 must be kept stationary in relation to the well 1 while measurements are taking place.

I det etterfølgende beskrives hovedtrekkene ved gjennomføring av en loggeoperasjon ved hjelp av måleinnretningen 3 ifølge den foreliggende oppfinnelse. Enkelte av de trekk som er nød-vendige og som vil være opplagte for en fagmann, er for en-kelthets skyld helt eller delvis utelatt. Likeledes er den bearbeiding av måleresultatene som foregår under og etter loggeoperasjonen, heller ikke tatt med. In what follows, the main features of carrying out a logging operation using the measuring device 3 according to the present invention are described. Some of the features which are necessary and which will be obvious to a person skilled in the art have been omitted in whole or in part for the sake of simplicity. Likewise, the processing of the measurement results that takes place during and after the logging operation is also not included.

Etter at måleinnretningen 3 er klargjort på for eksempel en rigg eller et skip og brønnen 1 er stengt inn ved hjelp av trykkontrollventil(er) 19 i det såkalte x-mas tree, ledes et parti av måleinnretningen 3 inn i det såkalt injeksjonshodet 21. Injeksjonshodet 21 anbringes deretter på toppen av nevnte x-mas tree og trykkontroll-testing utføres. After the measuring device 3 has been prepared on, for example, a rig or a ship and the well 1 has been closed in by means of pressure control valve(s) 19 in the so-called x-mas tree, a part of the measuring device 3 is led into the so-called injection head 21. The injection head 21 is then placed on top of said x-mas tree and pressure control testing is performed.

Logging av måleverktøyets 3 dybde aktiveres ved hjelp av en ikke vist dybdekontrollenhet. I sin enkleste form kan en slik dybdekontrollenhet utgjøres av en innretning som måler lengden av den semistive stang 5 som føres inn i Logging of the depth of the measuring tool 3 is activated by means of a depth control unit not shown. In its simplest form, such a depth control unit can be constituted by a device that measures the length of the semi-static rod 5 which is fed into

brønnen 1, men den vil også kunne utgjøres av en dybdemålerinnretning (ikke vist). Måleresultater fra nevnte dybdemålerinnretning sammenlignes med den målte lengde av stangen 5 som er ført inn i brønnen 1. Dermed kan det påvises om den semistive stang 5 er stiv, "buckler" eller er "helic". well 1, but it can also be made up of a depth measuring device (not shown). Measurement results from said depth measuring device are compared with the measured length of the rod 5 which has been introduced into the well 1. Thus, it can be demonstrated whether the semi-rigid rod 5 is rigid, "buckler" or is "helic".

Etter at trykkontrollventil(er) 19 er åpnet, føres den semistive stang 5 inn i brønnen 1 med en kontrollert hastighet, for eksempel 20 meter/min, inntil ønsket posisjon er nådd. På figur 1 er ønsket posisjon nådd ved enden av brønnen 1. På grunn av de iboende egenskaper til den semistive stang 5, vil denne rette seg ut, men likevel føye seg etter brønnbanen. After the pressure control valve(s) 19 have been opened, the semi-static rod 5 is fed into the well 1 at a controlled speed, for example 20 metres/min, until the desired position is reached. In figure 1, the desired position is reached at the end of the well 1. Due to the inherent properties of the semi-static rod 5, this will straighten out, but still follow the well path.

Måleverktøyet 3 holdes i ro og logging startes mens The measuring tool 3 is held still and logging is started while

brønnen 1 er stengt inn. well 1 is shut in.

Brønnen 1 åpnes for en første strømning som i figur 2a er kalt "flow 1", og som antas å være 50% av maksimum strømningskapasitet. Brønnen 1 strømmes mot en testsepa-rator (ikke vist) inntil brønnstrømmen har stabilisert seg. Dette kan erfaringsmessig ta mellom seks og tolv timer, men er ulikt fra brønn til brønn. Etter at brønn- strømmen er stabil, strømmes brønnen 1 i for eksempel tolv timer hvoretter logging foretas inntil oppnådd da-takvalitet er tilfredstillende. Eventuell prøvetaking på overflaten for analyse av sporstoffer som frigjøres fra kjemikalieinnretningene 9, foretas regelmessig, for eksempel hver time. The well 1 is opened for a first flow which in figure 2a is called "flow 1", and which is assumed to be 50% of the maximum flow capacity. The well 1 is flowed towards a test separator (not shown) until the well flow has stabilised. Based on experience, this can take between six and twelve hours, but is different from well to well. After the well flow is stable, well 1 is flowed for, for example, twelve hours, after which logging is carried out until the achieved data quality is satisfactory. Any sampling on the surface for analysis of trace substances released from the chemical devices 9 is carried out regularly, for example every hour.

Brønnen 1 åpnes for en andre strømning som i fig. 2a er vist som "flow 2", og som er 100% av maksimum strøm-ningskapasitet, og man lar brønnen strømme i nye tolv timer hvoretter logging foretas inntil oppnådd datakva-litet er tilfredsstillende. Eventuell prøvetaking på overflaten for analyse av sporstoffer som frigjøres fra kjemikalieinnretningene 9, foretas regelmessig, for eksempel hver time. The well 1 is opened for a second flow as in fig. 2a is shown as "flow 2", which is 100% of maximum flow capacity, and the well is allowed to flow for another twelve hours, after which logging is carried out until the achieved data quality is satisfactory. Any sampling on the surface for analysis of trace substances released from the chemical devices 9 is carried out regularly, for example every hour.

Brønnen stenges inn ved å stenge trykkontrollventil(er) 19 og om ønskelig måles trykkoppbygging etter produksjon. En slik trykkoppbyggingsmåling kan utføres i det alt vesentlige kontinuerlig over for eksempel tolv timer. Når loggingen er ferdig, trekkes apparatet 3 ut av brønnen 1. The well is shut in by closing pressure control valve(s) 19 and, if desired, pressure build-up is measured after production. Such a pressure build-up measurement can essentially be carried out continuously over, for example, twelve hours. When the logging is finished, the device 3 is pulled out of the well 1.

Figur 2b viser sammen prosedyre for en brønn 1 som injiserer fluid. Figure 2b shows together the procedure for a well 1 that injects fluid.

Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer således et apparat som overraskende kan resultere i at mer enn én fluidfase i en brønnstrøm vil kunne kvantifiseres, samtidig som brønnens produktivitet eller injektivitet vil kunne måles. The present invention thus provides an apparatus which can surprisingly result in more than one fluid phase in a well stream being able to be quantified, while at the same time the productivity or injectivity of the well can be measured.

Sammenliknet med kveilerørsenheter ifølge kjent teknikk vil oppfinnelsen resultere i enklere logistikk med hensyn til tunge løft fra for eksempel et skip og til en platt- Compared to coiled pipe units according to known technology, the invention will result in simpler logistics with regard to heavy lifting from, for example, a ship and to a platform

form. shape.

Også med hensyn til sikkerhet oppviser den foreliggende oppfinnelse betydelige fordeler i forhold til kjent teknikk. Når stiv kabel eller semistiv stang er kjørt inn i brønnen under kontrollerte former med brønnen innestengt, vil den stå "parkert" inntil jobben er ferdig. Det er således ingen aktivitet for å bevege apparatet under operasjonen. All risiko for personell i området rundt loggeenheten blir sterkt redusert idet operasjonen avgrenses til kun å overvåke at signalene fra fiberen i kabelen er av god kvalitet. Alt annet arbeid foregår på et godkjent om-råde hvor utstyret som brukes er PC og interface for kon-vertering av råsignal til lesbare data-linjer med trykk, temperatur, fluidfase og tidsangivelse. Also with regard to safety, the present invention exhibits significant advantages compared to known technology. When rigid cable or semi-rigid rod has been driven into the well under controlled conditions with the well closed in, it will be "parked" until the job is finished. There is thus no activity to move the device during the operation. All risk for personnel in the area around the logging unit is greatly reduced as the operation is limited to only monitoring that the signals from the fiber in the cable are of good quality. All other work takes place in an approved area where the equipment used is a PC and interface for converting the raw signal into readable data lines with pressure, temperature, fluid phase and time indication.

Claims (11)

1. Apparat (3) til bruk ved innhenting av parametere fra en brønnstrøm i en petroleumsbrønn (1) for å kunne evaluere brønnens (1) strømning og produktivitet eller injektivitet kontinuerlig over tid, hvor apparatet (3) innbefatter: en kontinuerlig semistiv stang (5) som er tilordnet en fiberkabel innrettet til å kunne avføle brønnens (1) temperaturprofil; i det minste to med innbyrdes avstand anbrakte fluidfaseindikatorer (9) festet til den kontinuerlige semistive stang (5), hvor fluidfaseindikatorene (9) er innrettet til å muliggjøre deteksjon og kvantifisering av fluidenes hastighet; og i det minste én trykkføler (11) innrettet til å kunne avføle trykk i brønnen (1) ,karakterisert vedat hver enkelt av fluidfaseindikatorene (9) er et kjemikalie eller et sporstoff som har individuelt detekterbare karakteristika .1. Apparatus (3) for use when obtaining parameters from a well stream in a petroleum well (1) in order to be able to evaluate the well's (1) flow and productivity or injectivity continuously over time, where the apparatus (3) includes: a continuous semi-static rod ( 5) which is assigned to a fiber cable designed to be able to sense the well's (1) temperature profile; at least two spaced apart fluid phase indicators (9) attached to the continuous semi-solid rod (5), wherein the fluid phase indicators (9) are arranged to enable detection and quantification of the fluid's velocity; and at least one pressure sensor (11) arranged to be able to sense pressure in the well (1), characterized in that each of the fluid phase indicators (9) is a chemical or a tracer which has individually detectable characteristics. 2. Apparat i henhold til krav 1, hvor de minst to med innbyrdes avstand anbrakte fluidfaseindikatorer (9) ytterligere innbefatter en sensor.2. Apparatus according to claim 1, where the at least two spaced apart fluid phase indicators (9) further include a sensor. 3. Apparat i henhold til krav 1, hvor den semistive stang (5) innbefatter en flerhet med avstand anbrakte trykkfølere (11).3. Apparatus according to claim 1, where the semi-rigid rod (5) includes a plurality of spaced apart pressure sensors (11). 4. Apparat i henhold til et hvilket som helst av de fo-regående krav, hvor apparatet innbefatter en ytterligere trykksensor for kompresjonsmåling av apparatets (3) endeparti i brønnen (1), idet den ytterligere trykksensor er anbrakt mellom den semistive stang (5) og en bull nose (13) anbrakt til apparatets (3) ende i brønnen (1).4. Apparatus according to any one of the preceding claims, where the apparatus includes an additional pressure sensor for compression measurement of the end part of the apparatus (3) in the well (1), the additional pressure sensor being placed between the semi-rigid rod (5) and a bull nose (13) fitted to the end of the device (3) in the well (1). 5. Apparat i henhold til et hvilket som helst av de fo-regående krav, hvor apparatet (3) er innrettet til å kunne kommunisere måledata gjennom fiberen ut av brønnen (1) mens måling pågår.5. Apparatus according to any one of the preceding claims, where the apparatus (3) is arranged to be able to communicate measurement data through the fiber out of the well (1) while measurement is in progress. 6. Apparat i henhold til krav 5, hvor måledata fra den semistive stang (5) og elementer fra fluidfaseindikatorene (9) er brakt ut av brønnen (1) uavhengig av hverandre.6. Apparatus according to claim 5, where measurement data from the semisitive rod (5) and elements from the fluid phase indicators (9) are brought out of the well (1) independently of each other. 7. Apparat i henhold til et hvilket som helst av de fo-regående krav, hvor apparatet (3) omfatter en dybdemålerinnretning.7. Apparatus according to any one of the preceding claims, wherein the apparatus (3) comprises a depth measuring device. 8. Framgangsmåte ved innhenting av parametere fra en brønnstrøm i en petroleumsbrønn (1) for å kunne evaluere brønnens (1) strømning og produktivitet eller injektivitet,karakterisert vedat framgangsmåten innbefatter trinnene: - å føre et apparat (3) ifølge krav 1 til et ønsket parti av brønnen (1): - å holde apparatet (3) i det alt vesentlige stasjonært i brønnen (1) mens innhenting av parametere relatert til strømning og fluidfaser fra én eller flere formasjonsseksjoner av brønnen (1) pågår.8. Procedure for obtaining parameters from a well stream in a petroleum well (1) in order to be able to evaluate the well's (1) flow and productivity or injectivity, characterized in that the procedure includes the steps: - leading a device (3) according to claim 1 to a desired part of the well (1): - to keep the apparatus (3) essentially stationary in the well (1) while the acquisition of parameters related to flow and fluid phases from one or more formation sections of the well (1) is in progress. 9. Framgangsmåte i henhold til krav 8, hvor de minst to fluidfaseindikatorer (9) ytterligere innbefatter en sensor.9. Method according to claim 8, where the at least two fluid phase indicators (9) further include a sensor. 10. Framgangsmåte i henhold til krav 8, hvor elementer fra fluidfaseindikatorene kommuniseres til overflaten for videre bearbeiding mens fluidfaseindikatorene (9) befinner seg stasjonært i brønnen (1).10. Method according to claim 8, where elements from the fluid phase indicators are communicated to the surface for further processing while the fluid phase indicators (9) are stationary in the well (1). 11. Framgangsmåte i henhold til krav 10, hvor måledata fra den semistive stang (5) og elementer fra fluidfaseindikatorene (9) bringes ut av brønnen (1) uavhengig av hverandre.11. Method according to claim 10, where measurement data from the semi-static rod (5) and elements from the fluid phase indicators (9) are brought out of the well (1) independently of each other.
NO20065913A 2006-12-19 2006-12-19 Apparatus for use in obtaining parameters from a well stream and method of using the same. NO333962B1 (en)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20065913A NO333962B1 (en) 2006-12-19 2006-12-19 Apparatus for use in obtaining parameters from a well stream and method of using the same.
PCT/NO2007/000446 WO2008091155A1 (en) 2006-12-19 2007-12-17 An apparatus for use when gathering parameters from a well flow and also a method of using same
EP07860914.6A EP2102451B1 (en) 2006-12-19 2007-12-17 An apparatus for use when gathering parameters from a well flow and also a method of using same
US12/520,457 US20100059220A1 (en) 2006-12-19 2007-12-17 Apparatus for use when gathering parameters from a well flow and also a method of using same

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20065913A NO333962B1 (en) 2006-12-19 2006-12-19 Apparatus for use in obtaining parameters from a well stream and method of using the same.

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20065913L NO20065913L (en) 2008-06-20
NO333962B1 true NO333962B1 (en) 2013-10-28

Family

ID=39644678

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20065913A NO333962B1 (en) 2006-12-19 2006-12-19 Apparatus for use in obtaining parameters from a well stream and method of using the same.

Country Status (4)

Country Link
US (1) US20100059220A1 (en)
EP (1) EP2102451B1 (en)
NO (1) NO333962B1 (en)
WO (1) WO2008091155A1 (en)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8944170B2 (en) * 2008-11-18 2015-02-03 Ziebel As Real time downhole intervention during wellbore stimulation operations
CN102041994A (en) * 2010-11-12 2011-05-04 上海科油石油仪器制造有限公司 Hydrogen sulfide early-warning measuring method
RU2563855C1 (en) * 2014-06-16 2015-09-20 Алик Нариман Оглы Касимов Method to deliver geophysical instruments into horizontal well
US11118443B2 (en) * 2019-08-26 2021-09-14 Saudi Arabian Oil Company Well completion system for dual wellbore producer and observation well
US11261720B2 (en) 2020-05-11 2022-03-01 Saudi Arabian Oil Company Methodology to maximize net reservoir contact for underbalanced coiled tubing drilling wells
US11636352B2 (en) 2020-05-13 2023-04-25 Saudi Arabian Oil Company Integrated advanced visualization tool for geosteering underbalanced coiled tubing drilling operations

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5234058A (en) * 1990-03-15 1993-08-10 Conoco Inc. Composite rod-stiffened spoolable cable with conductors
FR2712628B1 (en) * 1993-11-15 1996-01-12 Inst Francais Du Petrole Measuring device and method in a hydrocarbon production well.
GB9610574D0 (en) * 1996-05-20 1996-07-31 Schlumberger Ltd Downhole tool
NO305181B1 (en) * 1996-06-28 1999-04-12 Norsk Hydro As Method for determining the inflow of oil and / or gas into a well
BR9809998A (en) * 1997-06-09 2002-01-15 Baker Hughes Inc Apparatus for the chemical injection control of a production fluid treatment system in an oil field well, and a chemical injection monitoring and control process within a system for the treatment of production fluids from a field of Oil
US7513305B2 (en) 1999-01-04 2009-04-07 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for operating a tool in a wellbore
NO309884B1 (en) * 2000-04-26 2001-04-09 Sinvent As Reservoir monitoring using chemically intelligent release of tracers
CA2313919C (en) * 2000-07-17 2008-09-23 C-Tech Energy Services Inc. Downhole communication method and apparatus
GB0415223D0 (en) * 2004-07-07 2004-08-11 Sensornet Ltd Intervention rod

Also Published As

Publication number Publication date
EP2102451B1 (en) 2016-10-12
US20100059220A1 (en) 2010-03-11
WO2008091155A1 (en) 2008-07-31
EP2102451A1 (en) 2009-09-23
EP2102451A4 (en) 2015-10-21
NO20065913L (en) 2008-06-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9303510B2 (en) Downhole fluid analysis methods
US7261161B2 (en) Well testing system
US10323513B2 (en) System and method for downhole organic scale monitoring and intervention in a production well
US10323512B2 (en) System and method for downhole inorganic scale monitoring and intervention in a production well
US9988898B2 (en) Method and system for monitoring and managing fiber cable slack in a coiled tubing
NO333962B1 (en) Apparatus for use in obtaining parameters from a well stream and method of using the same.
NO317492B1 (en) Formation isolation and testing device and method
MX2008016469A (en) Methods and systems for monitoring fluid placement during stimulation treatments.
NO338490B1 (en) Method, apparatus and system for in-situ determination of a formation parameter
NO323669B1 (en) Method for Determining Static Formation Temperature in a Reservoir Using a Three-Dimensional Fluid Flow Model
NO334231B1 (en) A rod, an intervention, remote measurement and monitoring system comprising the rod, and a method of intervention
NO339196B1 (en) Use of fiber optics in coiled tubing in wells in the underground
NL1041646B1 (en) Real-time tracking of bending fatigue in coiled tubing
NO20140627A1 (en) IDENTIFY CANCER IN A DRILL
NO20131627A1 (en) Apparatus, system and method for injecting a fluid into a formation
BR112017022730B1 (en) APPARATUS AND METHOD FOR ESTIMATING AND DISPLAYING FORMATION AND FORMATION FLUID PROPERTIES
WO2018236390A1 (en) Detection of inorganic gases
Ibrahim et al. Integration of pressure-transient and fracture area for detecting unconventional wells interference
CN103987918B (en) The method for controlling underground work
US10364915B2 (en) Valve shift detection systems and methods
KR20170108990A (en) Condition-based monitoring of materials in well bore applications
CN108050982B (en) A method of on-line monitoring coal body transversely deforming
CN113795648A (en) Use of chemical inflow tracers in early water breakthrough detection
NO20110498A1 (en) Method and apparatus for formation evaluation after drilling.
RU2814237C1 (en) Method for determining temperature distribution in oil well producing superviscous oil

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees