RU2209964C2 - Способ (варианты) и устройство (варианты) для получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье - Google Patents

Способ (варианты) и устройство (варианты) для получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье Download PDF

Info

Publication number
RU2209964C2
RU2209964C2 RU98105345/03A RU98105345A RU2209964C2 RU 2209964 C2 RU2209964 C2 RU 2209964C2 RU 98105345/03 A RU98105345/03 A RU 98105345/03A RU 98105345 A RU98105345 A RU 98105345A RU 2209964 C2 RU2209964 C2 RU 2209964C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
measuring
local
central region
velocity
Prior art date
Application number
RU98105345/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU98105345A (ru
Inventor
Лоран АГЁС
Жиль КАНТЕН
Филипп ПАРАН
Патрик ВЕСЕРО
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
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 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of RU98105345A publication Critical patent/RU98105345A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2209964C2 publication Critical patent/RU2209964C2/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements

Abstract

Изобретение относится к области исследования скважин и может найти применение при одновременном измерении различных параметров, характеризующих многофазную жидкость. Задача изобретения - упрощение измерения и снижение погрешности при обработке данных. Для этого устройство, размещаемое в скважине, имеет центрирующие средства, по меньшей мере, один локальный датчик и средства измерения скорости потока. Обеспечивают протекание многофазной жидкости мимо устройства, центрируют средства измерения скорости в центральной области скважины посредством управления центрирующими средствами и располагают, по меньшей мере, один локальный датчик на том же уровне в продольном направлении скважины, что и центрирующие средства и средство измерения скорости. Измеряют скорость многофазной жидкости и определяют посредством локального датчика соотношение жидких фаз. Средство измерения скорости может использоваться при измерении дебита многофазной жидкости. Соотношение фаз жидкости могут измерять во множестве областей, под углом распределенных вокруг центральной области. 6 с. и 12 з.п. ф-лы, 3 ил.

Description

Изобретение относится к способу и устройству для получения данных и предназначается для применения в скважине, добывающей углеводородное сырье. Более конкретно, предлагаемые способ и устройство предназначаются для регулирования эксплуатационных параметров в скважине, добывающей углеводородное сырье, и для того, чтобы сделать возможным диагнозирования в случае происшествия.
Для выполнения функций регулирования и диагностики в скважине, добывающей углеводородное сырье, которая находится в эксплуатации, требуется получить определенное количество данных, главным образом физических данных. Данные относятся в основном к многофазной жидкости, текущей вдоль скважины (дебит соотношения различных фаз, температура, давление и пр.). Данные могут также касаться определенных характеристик, относящихся непосредственно к скважине (овализация, отклонения и пр.).
В зависимости от типа устройства, которое используется, информация, собранная в нижней части ствола скважины, может передаваться на поверхность или в текущее время, или в отсроченной форме. В текущее время передача может осуществляться посредством телеметрической системы с помощью кабеля, на котором устройство подвешивается. При отсроченной передаче информация, собранная в нижней части скважины, регистрируется устройством и считывается, лишь когда устройство поднимается на поверхность.
Независимо от способа, которым данные, полученные в нижней части ствола скважины, используются (в текущее время или в отсроченной форме), существующее устройство для получения данных изготавливается всегда из большого количества модулей, которые располагаются непрерывно. В частности, измерение скорости или расхода жидкости всегда совершается в модуле, который отличается от модуля, который служит для регистрации соотношений различных фаз, присутствующих в жидкости, когда такая регистрация производится. Более определенно, измерение скорости или дебита обычно производится в нижних модулях устройства, тогда как соотношения различных фаз жидкости определяются, если они вообще определяются, в модуле, расположенном значительно выше. Это стандартное расположение устройства для получения данных, которое используется в скважинах, добывающих углеводородное сырье, иллюстрируется, в частности, в документе ЕР-А-0733780 (фиг.7).
В существующих устройствах это увеличение количества модулей, которые взаимно совмещаются для проведения регулирования и установления диагноза в случае аномалий в скважине, создает различные проблемы.
Во-первых, тот факт, что данные получаются на существенно различных уровнях в скважине, означает, что интерпретация данных может приводить к ошибкам и неточностям.
Кроме того, когда является желательным получить большое количество данных, вышеуказанная организация приводит к созданию устройства, которое является очень длинным, тяжелым и дорогим. Длина и вес делают управление устройством на поверхности намного более сложным. Кроме того, после того как устройство поднято, оно должно быть перемещено на поверхность с помощью декомпрессионного зажимного приспособления, и стоимость такого зажимного приспособления возрастает с увеличением длины.
Целью изобретения является сделать возможным получение данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, при уменьшенной высоте подъема.
Следующей целью изобретения является сделать возможным получение данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, при более низкой стоимости, чем при стандартных технологиях.
Другой целью изобретения является облегчение интерпретации данных, которые получены, и уменьшение риска ошибки и неопределенности.
Согласно изобретению способ получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, включает стадии размещения в скважине устройства для получения данных, имеющего центрирующие средства, по меньшей мере, один локальный датчик и средства измерения скорости потока, стадию обеспечения протекания многофазной жидкости в центральной области скважины, стадию управления центрирующими средствами для центрирования средств измерения скорости потока в центральной области скважины и расположения, по меньшей мере, одного локального датчика на том же уровне, что и средства измерения скорости потока, измерения скорости многофазной жидкости, протекающей по скважине, определения посредством локального датчика, соотношения жидких фаз, присутствующих в многофазной жидкости.
Традиционно термин "локальная область" обозначает любую область или трехразмерную зону, соответствующую участку или части поперечного сечения потока скважины. Также термин "в основном тот же уровень" обозначает, что уровни, на которых измеряется дебит жидкости и на которых определяются соотношения фаз в жидкости, могут быть идентичными или слабо отличаться. Если они слабо отличаются, различие между уровнями намного меньше, чем различие, которое могло существовать, если бы две операции производились на разных модулях, где каждый смонтирован отдельно от другого. Так как дебит измеряется и соотношения фаз жидкости определяются в основном на тех же самых уровнях, данные, полученные таким путем, могут интерпретироваться более надежно и точно, чем это возможно способами существующего уровня техники. Кроме того, уменьшение в результате этого длины соответствующего устройства упрощает маневрирование и снижает стоимость, в особенности при уменьшении длины, требуемой для декомпрессионного зажимного приспособления.
В предпочтительном варианте изобретения соотношения присутствующих жидких фаз определяют в множестве локальных областей, окружающих центральную область. Указанные локальные области могут быть равномерно распределены вокруг центральной области и расположены в основном на одинаковых расстояниях от нее.
Предпочтительно дебит скважины определяют в ее поперечном сечении путем измерения скорости жидкости в центральной области и путем измерения диаметра скважины в основном на уровне каждой локальной области. Соотношения присутствующих жидких фаз предпочтительно определяют в четырех локальных областях, распределенных с 90o интервалами относительно друг друга вокруг центральной области, и диаметр скважины определяют в двух ортогональных направлениях, каждое из которых проходит в основном через две локальные области.
Предпочтительно определяют условное вертикальное направление, в основном пересекающее ось скважины, когда скважина отклоняется.
В дополнительном варианте способа дебит многофазной жидкости измеряют в центральной области поперечного сечения потока, и имеется стадия определения соотношений фаз жидкости в множестве локальных областей, расположенных на том же уровне, как и центральная область, и под углом распределенных вокруг нее.
Еще один вариант способа включает этап измерения электрической проводимости жидкости в множестве областей, расположенных на том же уровне, что и центральная область, и под углом распределенных вокруг нее.
Устройство для получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, содержит средства измерения скорости в поперечном сечении потока для измерения скорости многофазной жидкости, протекающей по скважине в ее центральной области, центрирующие средства для автоматического удерживания средств измерения скорости в центральной области скважины и, по крайней мере, один локальный датчик, обеспечивающий измерение соотношений фаз жидкости, в которую он погружен, расположенный на центрирующих средствах, при этом средства измерения скорости и локальные датчики расположены на одном и том же уровне.
В предпочтительном варианте изобретения локальные датчики равномерно распределены вокруг средств измерения скорости и расположены в основном на одинаковых расстояниях от указанных средств.
Средства центрирования включают, по крайней мере, три кронштейна в виде шарнирных V-образных соединений, верхний конец каждого из которых закреплен с возможностью осевого вращения на центральном остове, поддерживающем средства измерения скорости между сочлененными кронштейнами, и нижний конец каждого из которых шарнирно связан с подвижной нижней торцевой частью, упругие средства, которые вставлены между центральным остовом и каждым из сочлененных кронштейнов с тем, чтобы прижимать кронштейны к стенкам скважины, при этом каждый из сочлененных кронштейнов выполнен с возможностью поддержания одного из локальных датчиков на уровне средств измерения скорости. Предпочтительно средства центрирования содержат четыре кронштейна, расположенные с 90o интервалами относительно друг друга вокруг продольной оси центрального остова.
Средства измерения скорости потока содержат средства для измерения диаметра скважины между каждыми диаметрально противоположными парами кронштейнов вблизи продольной оси. Средства для измерения диаметра скважины могут включать два дифференциальных трансформатора, поддерживаемых центральным остовом.
Устройство может включать средства, размещенные в центральном остове, выполненные с возможностью определения условного вертикального направления, в основном пересекающего продольную ось центрального остова, когда скважина отклоняется. Указанные средства для определения условного вертикального направления могут включать потенциометр, имеющий балансир.
Другой вариант устройства содержит средства для измерения скорости многофазной жидкости, протекающей по скважине, средства центрирования для автоматического удерживания средств измерения скорости в центральной области скважины и множество локальных датчиков, установленных вокруг средств измерения скорости и поддерживаемых средствами центрирования и выполненных чувствительными к соотношениям жидких фаз.
Еще один вариант устройства содержит средства для измерения скорости многофазной жидкости, протекающей по скважине, средства центрирования для автоматического удерживания средств измерения скорости в центральной области скважины и множество локальных датчиков проводимости, установленных вокруг средств измерения скорости и поддерживаемых средствами центрирования, и выполненных чувствительными к соотношениям жидких фаз.
Предпочтительный вариант описывается ниже с помощью не ограничивающего примера и со ссылкой на сопровождающие чертежи, в которых:
фиг. 1 является перспективным видом, показывающим устройство для получения данных изобретения, которое помещено в скважину, добывающую углеводородное сырье;
фиг. 2 является перспективным видом крупного масштаба, показывающим среднюю часть устройства фиг.1, в котором измеряется дебит;
фиг. 3 является перспективным видом крупного масштаба, показывающим верхнюю часть устройства фиг.1 до того, как установлены на место предохранительный колпак и трубчатый кожух.
На фиг. 1, позиция 10 показывает часть скважины, добывающей углеводородное сырье, в состоянии эксплуатации. Эта часть обеспечивается перфорацией 11, через которую поступает жидкость из месторождения в скважину, и это показано в вертикальном разрезе с тем, чтобы отчетливо видеть нижнюю часть устройства 12 для получения данных, изготовленного в соответствии с изобретением.
Предлагаемое устройство 12 для получения данных подвешивается с поверхности внутри скважины 10 с помощью кабельного средства (не показано). Данные, полученные в устройстве 12, передаются в текущее время на поверхность, с помощью телеметрии, через кабель.
Верхняя часть устройства 12 для получения данных, которая не является частью изобретения, включает определенное число датчиков, таких как датчики давления и датчики температуры. Она также включает телеметрическую систему.
Нижняя часть устройства 12 для получения данных, в которой расположено предлагаемое изобретение, описана ниже со ссылкой на фиг. 1-3.
Как показано на чертежах, устройство 12 включает трубчатый кожух 14, ось которого располагается так, чтобы приблизительно соответствовать оси скважины 10. Когда устройство находится в действующем состоянии, трубчатый кожух 14 является закрытым в каждом из его концов герметичной пробкой.
На фиг. 3, которая показывает верхнюю часть фиг.1, когда устройство частично разобрано, чтобы показать в нем определенные составные элементы, трубный кожух 14 сдвинут вверх, и его нижняя пробка обозначена позицией 16. Пробки крепятся к концам кожуха 14, например, с помощью резьбы и уплотнительными кольцами (не показаны) таким образом, чтобы внутреннее пространство, установленное таким образом, изолировалось посредством герметизации от внешней среды. Это внутреннее пространство может, таким образом, сохраняться в состоянии атмосферного давления, независимо от давления в скважине.
Нижняя пробка 16 простирается вниз согласно центральному остову 18, простирающемуся вдоль оси трубчатого кожуха 14 устройства. На своем нижнем конце центральный остов 18 поддерживает средство измерения скорости, представленное вращателем 20, ось которого соответствует оси кожуха 14 и центрального остова 18. Вращатель 20 измеряет скорость жидкости, протекающей вдоль скважины без изменения поперечного сечения потока.
Ось общая для вращателя 20, кожуха 14 и центрального остова 18 является продольной осью устройства. Оно автоматически поддерживается в центральной области скважины 10, т.е. в основном, на ее оси, центрирующими средствами. В вариантном изображении, эти центрирующие средства включают четыре кронштейна 22 в форме шарнирных V-образных соединений, которые распределяются с 90o интервалами относительно друг друга вблизи продольной оси устройства.
Более определенно и как показано на фиг. 1 и 2, каждый кронштейн 22 включает верхнее звено 24 и нижнее звено 26, которые шарнирно связаны пальцем 28. Палец 28 снабжен маленьким колесиком или роликом 30, с помощью которого соответствующий кронштейн 22 обычно плотно прилегает к стенке скважины 10.
Своим верхним концом каждое из двух звеньев 24 шарнирно связывается с центральным остовом 18 пальцем 32. Как показано, в частности, на фиг.3, все шарнирные пальцы 32 располагаются на одинаковой высоте, на относительно коротком расстоянии под нижней пробкой 16.
Также, и как показано на фиг.1, нижние концы нижних звеньев 26 кронштейнов 22 прикреплены с возможностью осевого вращения к движущейся нижней торцевой части 34, которая образует нижний конец устройства. Более точно, два противоположных нижних звена 26 шарнирно соединяются, практически без люфта, с нижней торцевой частью 34 пальцами 33, в то время как два других нижних звена 26 шарнирно соединяются с той же торцевой частью 34 с помощью пальцев 33, которые свободно скользят в продольных пазах 35, сделанных в торцевой части. Это расположение делает возможным для колесиков или роликов 30 плотно прилегать к стенке скважины 10, даже когда поперечное сечение скважины не является точно круглым.
Как показано, в частности, на фиг. 1 и 2, листовые рессоры 36 вставляются между центральным остовом 18 и каждым из кронштейнов 22 так, чтобы поддерживать кронштейны постоянно разведенными в стороны от центрального остова 18, т.е. прижатыми к стенке скважины 10, когда устройство устанавливают в нее. С этой целью верхние концы листовых рессор 36 прикрепляют к центральному остову 18 близко к шарнирным пальцам 32, в то время как их нижние концы шарнирно прикрепляют к верхним звеньям 24 близко к их шарнирным пальцам 28.
Механизм усиливающих звеньев 38 установлен также между каждым из верхних звеньев 24 и центральным остовом 18 вблизи его нижнего конца, поддерживающего вращатель 20. Более точно, верхний конец каждого усиливающего звена 38 шарнирно крепится к центральной части соответствующего верхнего звена 24 пальцем 40. Кроме того, нижние концы усиливающих звеньев 38 и соответствующие диаметрально противоположные кронштейны 22 шарнирно крепятся с помощью пальцев 42 к двум вмонтированным с возможностью скольжения деталям 44 и 46, которые могут передвигаться независимо друг от друга по центральному остову 18. Подобно шарнирному приспособлению, описанному выше, для нижних звеньев 26 и нижней торцовой части 34, это расположение позволяет колесикам или роликам 30 всех кронштейнов 22 плотно прилегать к стенке скважины 10, даже, если стенка не является точно круглой.
Как показано на фиг. 1, каждый из кронштейнов 22 используется, чтобы нести на себе локальный датчик 48 (один из этих датчиков закрыт кронштейном, который его несет). Более точно, все локальные датчики 48 фиксируются на одинаковом уровне на нижних звеньях 26 кронштейнов 22, и этот уровень выбирается так, чтобы он был в основном таким же, как уровень вращателя 20, используемого для измерения скорости. В варианте, который показан, локальные датчики 48 находятся на уровне немного ниже, чем уровень вращателя 20. Однако различие между этими уровнями намного меньше, чем различие, которое может существовать, если локальные датчики и вращатель будут установлены на разных модулях, расположенных друг за другом.
Благодаря способу, каким они устанавливаются на кронштейнах 22, локальные датчики 48 равномерно располагаются вокруг вращателя 20, используемого для измерения скорости, и они находятся в основном на одинаковых расстояниях от указанного вращателя.
Локальные датчики могут быть представлены любым датчиком, пригодным для определения соотношений жидких фаз, присутствующих в локальной области, окружающей его чувствительную часть. Например, локальные датчики 48 могут быть представлены, в частности, электропроводящими датчиками, подобными описанным в документе ЕР-А-0733780, или оптическими датчиками, как описанные в документе ЕР-А-0809098.
Каждый из локальных датчиков 48 связывается с помощью кабеля 50 с соединительным зажимом 52 (фиг.3), который выступает вниз от нижней поверхности пробки 16. Как можно видеть на фиг. 1, 2, где устройство показано частично разобранным, соединительные зажимы 52 показываются закрытыми предохранительными муфтами. Электронные цепи, связанные с локальными датчиками 48, располагаются внутри трубчатого кожуха, и они соединяются с соединительными зажимами 52 с помощью других кабелей (не показаны).
Чтобы сделать возможным измерение скорости и выявлять направление потока, вращатель 20 конструируют для вращения с валом (не показан), на котором закреплено определенное количество постоянных магнитов (например, шесть постоянных магнитов), на верхнем конце магниты, которые имеют форму цилиндров, вытянутых параллельно оси центрального остова 18. Все эти магниты находятся на одинаковом расстоянии от оси центрального остова 18, и они равномерно распределены вокруг указанной оси. Над этими постоянными магнитами на центральном остове находятся два чувствительных элемента, которые имеют небольшое угловое смещение относительно друг друга и мимо которых движутся магниты. Вал вращателя 20 и магниты располагаются в камере центрального остова 18, давление, в котором такое же, как в скважине. В противоположность этому, чувствительные элементы располагаются в нише, которая изолируется от вышеупомянутой камеры герметичной перегородкой так, чтобы находиться постоянно при атмосферном давлении. Электрические проводники соединяют чувствительные элементы с электрической сетью, размещенной внутри трубчатого кожуха 14. Как показано на фиг. 2, лопасти 54 вращателя 20 размещаются на центральном остове таким образом, чтобы быть способными складываться вниз, когда кронштейны 22 сами будут складываться на центральном остове 18.
С этой целью каждая лопасть 54 вращателя шарнирно крепится в своем основании к центральному остову 18 и работает совместно посредством системы кулачкового распределения (не показана) с кольцом 56, установленным с возможностью легкого скольжения на центральном остове. Пружина 58 вставляется между кольцом 56 и буртиком, образуемым нижним концом центрального остова 18. Пружина 58 обычно поддерживает кольцо 56 в его верхнем положении так, что лопасти 54 вращателя 20 вытянуты радиально, как показано на фиг.1. Когда кронштейны 22 складываются, как показано на фиг.2, по крайней мере, одна из деталей 44 и 46 будет оказывать воздействие на кольцо 56, заставляя его опускаться вниз, преодолевая давление пружины 58. Это направленное вниз движение кольца 56 приводит к тому, что лопасти 54 поворачиваются вниз так, как показано на фиг.2.
В предпочтительном варианте, показанном на фиг.3, в частности, устройство для получения данных включает, кроме того, средства для измерения диаметра, скважины между каждой парой диаметрально противоположных кронштейнов 22 (фиг.2). Вместе со средствами измерения скорости, представленными вращателем 20, эти средства измерения диаметра представляют средства для измерения дебита многофазной жидкости, протекающей вдоль скважины. Средства измерения диаметра включают два трансформатора 55, которые помещаются внутри трубчатого кожуха 14 и поддерживаются нижней пробкой 16, закрепленной на центральном остове 18. Эти трансформаторы 55 являются линейными дифференциальными трансформаторами, и их подвижные нижние части 56 выступают вниз ниже нижней пробки 16 так, чтобы их можно было приводить в движение соответствующими различными парами кронштейнов 22.
Трансформаторы 55 служат, таким образом, для измерения двух взаимно перпендикулярных диаметров скважины 10. Это обеспечивает информацию, связанную с возможной овализацией скважины в зоне, где выполняются измерения,
В варианте, показанном на фиг.3, средства, представленные реостатом 59, совмещенным с балансиром 60, также размешаются в трубчатом кожухе с целью определения условного вертикального направления, в основном пересекающего продольную ось устройства 14, когда скважина отклоняется.
Более точно, реостат 59, имеющий балансир 60, размещается в трубчатом кожухе 14 выше трансформатора 55 так, чтобы его ось соответствовала оси кожуха. Как только ось трубчатого кожуха наклоняется из-за того, что скважина, в которой расположено устройство, сама отклоняется, балансир 60 реостата 59 автоматически ориентируется вниз. Сигнал, получаемый реостатом 59, в таком случае зависит от вертикальной ориентации по отношению к центральному остову 14 устройства. Условное вертикальное направление, полученное таким образом, служит, в частности, для определения трехразмерного положения каждого из локальных датчиков 48 и также положения каждого из двух диаметров, измеренных парами кронштейнов 22 и трансформаторов 55. Корреляция может быть получена, таким образом, без затруднений, между различными измерениями, которые проведены.
Как также показано на фиг. 1, 2, 3, зона, окружающая центральный остов 18 между нижней пробкой 16 и шарнирными пальцами 32 верхних звеньев 24, обычно защищается двумя разъемными полуоболочками 62. Эта зона состоит из соединительных зажимов 52 и подвижных частей 56 трансформаторов 55. Как уже упоминалось, она является зоной, давление в которой соответствует давлению в скважине.
Кроме того, балансирный реостат 59 монтируется внутри трубного кожуха 14 с помощью двух разъемных полутруб 64, прикрепленных нижними концами к нижней пробке 16. Трансформаторы 55 располагаются внутри полутруб 64, которые сами располагаются в трубном кожухе 14, когда он герметически крепится к нижней торцевой части 16. Естественно, устройство, описанное выше, может быть модифицировано без выхода за пределы изобретения. Таким образом, реостат 59, служащий для определения условного вертикального направления, может быть исключен или заменен любым эквивалентным устройством. То же самое применимо к трансформаторам 55, которые используются для измерения двух взаимно ортогональных диаметров скважины. Устройство может быть также центрировано в скважине иным способом, например, с помощью механизма, имеющего только три сочлененных кронштейна.

Claims (18)

1. Способ получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, который включает стадии размещения в скважине устройства для получения данных, имеющего центрирующие средства, по меньшей мере, один локальный датчик и средства измерения скорости потока, обеспечения протекания многофазной жидкости в центральной области скважины, управления центрирующими средствами для центрирования средств измерения скорости потока в центральной области скважины, и расположения, по меньшей мере, одного локального датчика на том же уровне, что и средства измерения скорости потока, измерения скорости многофазной жидкости, протекающей по скважине, определения, посредством локального датчика, соотношения жидких фаз, присутствующих в многофазной жидкости.
2. Способ по п. 1, по которому соотношения присутствующих жидких фаз определяют в множестве локальных областей, окружающих центральную область.
3. Способ по п. 2, по которому соотношения присутствующих жидких фаз определяют в множестве локальных областей, которые равномерно распределены вокруг центральной области и которые расположены, в основном, на одинаковых расстояниях от нее.
4. Способ по любому из пп. 2 и 3, по которому дебит скважины определяют в ее поперечном сечении путем измерения скорости жидкости в центральной области и путем измерения диаметра скважины, в основном, на уровне каждой локальной области.
5. Способ по п. 4, по которому соотношения присутствующих жидких фаз определяют в четырех локальных областях, распределенных с 90o интервалами относительно друг друга вокруг центральной области, и диаметр скважины определяют в двух ортогональных направлениях, каждое из которых проходит, в основном, через две локальные области.
6. Способ по п. 1, по которому условное вертикальное направление, в основном, пересекающее ось скважины, также определяют, когда скважина отклоняется.
7. Устройство для получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, содержащее средства измерения скорости в поперечном сечении потока для измерения скорости многофазной жидкости, протекающей по скважине в ее центральной области, центрирующие средства для автоматического удерживания средств измерения скорости в центральной области скважины и, по крайней мере, один локальный датчик, обеспечивающий измерение соотношений фаз жидкости, в которую он погружен, расположенный на центрирующих средствах, при этом средства измерения скорости и локальные датчики расположены на одном и том же уровне.
8. Устройство по п. 7, в котором локальные датчики равномерно распределены вокруг средств измерения скорости и расположены, в основном, на одинаковых расстояниях от указанных средств.
9. Устройство по п. 8, в котором средства центрирования включают, по крайней мере, три кронштейна в виде шарнирных V-образных соединений, верхний конец каждого из которых закреплен с возможностью осевого вращения на центральном остове, поддерживающем средства измерения скорости между сочлененными кронштейнами, и нижний конец каждого из которых шарнирно связан с подвижной нижней торцевой частью, упругие средства, которые вставлены между центральным остовом и каждым из сочлененных кронштейнов с тем, чтобы прижимать кронштейны к стенкам скважины, при этом каждый из сочлененных кронштейнов выполнен с возможностью поддержания одного из локальных датчиков на уровне средств измерения скорости.
10. Устройство по п. 9, в котором средства центрирования содержат четыре кронштейна, расположенные с 90o интервалами относительно друг друга вокруг продольной оси центрального остова.
11. Устройство по п. 10, в котором средства измерения скорости потока содержат средства для измерения диаметра скважины между каждыми диаметрально противоположными парами кронштейнов вблизи продольной оси.
12. Устройство по п. 11, в котором средства для измерения диаметра скважины включают два дифференциальных трансформатора, поддерживаемых центральным остовом.
13. Устройство по п. 10, в котором средства, размещенные в центральном остове, выполнены с возможностью определения условного вертикального направления, в основном, пересекающего продольную ось центрального остова, когда скважина отклоняется.
14. Устройство по п. 13, в котором средства для определения условного вертикального направления включают потенциометр, имеющий балансир.
15. Способ получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, который включает стадию измерения в центральной области поперечного сечения потока дебита многофазной жидкости, протекающей по скважине, отличающийся тем, что способ включает стадию определения соотношений фаз жидкости в множестве локальных областей, расположенных на том же уровне, как и центральная область, и под углом распределенных вокруг нее.
16. Способ получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, который включает стадию измерения дебита многофазной жидкости в центральной области поперечного сечения потока, которая протекает по скважине, отличающийся тем, что способ включает этап измерения электрической проводимости жидкости в множестве областей, расположенных на том же уровне, что и центральная область, и под углом распределенных вокруг нее.
17. Устройство для получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, содержащее средства для измерения скорости многофазной жидкости, протекающей по скважине, отличающееся тем, что оно содержит средства центрирования для автоматического удерживания средств измерения скорости в центральной области скважины и множество локальных датчиков, установленных вокруг средств измерения скорости и поддерживаемых средствами центрирования и выполненных чувствительными к соотношениям жидких фаз.
18. Устройство для получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, содержащее средства для измерения скорости многофазной жидкости, протекающей по скважине, отличающееся тем, что оно содержит средства центрирования для автоматического удерживания средств измерения скорости в центральной области скважины и множество локальных датчиков проводимости, установленных вокруг средств измерения скорости и поддерживаемых средствами центрирования и выполненных чувствительными к соотношениям жидких фаз.
RU98105345/03A 1997-03-20 1998-03-19 Способ (варианты) и устройство (варианты) для получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье RU2209964C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR9703422 1997-03-20
FR9703422A FR2761111B1 (fr) 1997-03-20 1997-03-20 Procede et appareil d'acquisition de donnees dans un puits d'hydrocarbure

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU98105345A RU98105345A (ru) 1999-12-27
RU2209964C2 true RU2209964C2 (ru) 2003-08-10

Family

ID=9505018

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU98105345/03A RU2209964C2 (ru) 1997-03-20 1998-03-19 Способ (варианты) и устройство (варианты) для получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье

Country Status (20)

Country Link
US (1) US6176129B1 (ru)
EP (1) EP0866213B1 (ru)
JP (1) JPH10325290A (ru)
CN (1) CN1114751C (ru)
AR (1) AR012113A1 (ru)
AU (1) AU739802B2 (ru)
BR (1) BR9800929A (ru)
CA (1) CA2232922C (ru)
CO (1) CO4780051A1 (ru)
DE (1) DE69822352T2 (ru)
DK (1) DK0866213T3 (ru)
DZ (1) DZ2447A1 (ru)
FR (1) FR2761111B1 (ru)
GB (1) GB2323446B (ru)
ID (1) ID20078A (ru)
NO (1) NO320875B1 (ru)
OA (1) OA10674A (ru)
RU (1) RU2209964C2 (ru)
SA (1) SA98190247B1 (ru)
ZA (1) ZA982341B (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9042200B2 (en) 2008-12-12 2015-05-26 Schlumberger Technology Corporation Downhole telemetry system

Families Citing this family (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NL7110516A (ru) 1971-07-30 1973-02-01
FR2769041B1 (fr) 1997-09-26 2000-05-05 Schlumberger Services Petrol Barre de charge pour appareil destine a etre utilise dans un puits d'hydrocarbure
FR2797295B1 (fr) * 1999-08-05 2001-11-23 Schlumberger Services Petrol Procede et appareil d'acquisition de donnees, dans un puits d'hydrocarbure en production
US7089167B2 (en) 2000-09-12 2006-08-08 Schlumberger Technology Corp. Evaluation of reservoir and hydraulic fracture properties in multilayer commingled reservoirs using commingled reservoir production data and production logging information
US6427530B1 (en) * 2000-10-27 2002-08-06 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for formation testing while drilling using combined absolute and differential pressure measurement
US6920936B2 (en) * 2002-03-13 2005-07-26 Schlumberger Technology Corporation Constant force actuator
US7073716B2 (en) 2003-09-05 2006-07-11 Ncr Corporation Barcode scanner with dual-surface polygon
CN101845803B (zh) * 2010-05-28 2011-08-03 武汉理工大学 多杆式管涌卡
GB2482021B (en) * 2010-07-16 2017-09-20 Sondex Wireline Ltd Fluid flow sensor
CN103077556B (zh) * 2013-02-04 2016-07-06 重庆大学 油井出砂的三维数值模型设计方法
EP3123153B1 (en) * 2014-03-28 2022-03-30 Openfield Probe, sonde and method for producing signals indicative of local phase composition of a fluid flowing in an oil well, the probe comprising a body having a tip of electrically insulating material
CN104033146B (zh) * 2014-06-04 2017-01-04 成都来宝石油设备有限公司 方便拆卸的油井垂直度测量工具
US20160003032A1 (en) * 2014-07-07 2016-01-07 Conocophillips Company Matrix temperature production logging tool
US10941647B2 (en) 2014-07-07 2021-03-09 Conocophillips Company Matrix temperature production logging tool and use
US9915144B2 (en) * 2014-11-12 2018-03-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Production logging tool with multi-sensor array
US10907467B2 (en) 2017-06-20 2021-02-02 Sondex Wireline Limited Sensor deployment using a movable arm system and method
GB2578256B (en) * 2017-06-20 2022-07-27 Sondex Wireline Ltd Sensor bracket system and method
GB2578551B (en) * 2017-06-20 2022-07-13 Sondex Wireline Ltd Sensor deployment system and method
NL2021236B1 (en) 2018-07-04 2020-01-15 Rbp Tech Holding B V Methods and systems for characterising a fluid flowing in a conduit
US10787846B2 (en) 2018-08-03 2020-09-29 General Electric Company Additively manufactured hinge assembly
US11661844B2 (en) * 2020-10-07 2023-05-30 Saudi Arabian Oil Company Method and apparatus for fluid characterization and holdup estimation using acoustic waves
US11680484B2 (en) 2021-03-08 2023-06-20 Saudi Arabian Oil Company System and method for mixed water salinity characterization
CN113063384B (zh) * 2021-03-24 2022-11-18 黄河水利职业技术学院 一种工程管理用桩孔孔径检测装置
USD1009088S1 (en) * 2022-05-10 2023-12-26 Kaldera, LLC Wellbore tool with extendable arms

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5028620A (en) 1988-09-15 1991-07-02 Rohm And Haas Company Biocide composition
FR2637089B1 (fr) * 1988-09-29 1990-11-30 Schlumberger Prospection Procede et dispositif pour l'analyse d'un ecoulement a plusieurs phases dans un puits d'hydrocarbures
GB2227841B (en) * 1988-12-03 1993-05-12 Schlumberger Ltd Impedance cross correlation logging tool
US4928758A (en) * 1989-10-10 1990-05-29 Atlantic Richfield Company Downhole wellbore flowmeter tool
FR2673672B1 (fr) * 1991-03-08 1993-06-04 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif de mise en place de sondes contre la paroi d'un puits cuvele.
US5251479A (en) * 1991-10-03 1993-10-12 Atlantic Richfield Company Downhole wellbore tool for measuring flow parameters
GB2266959B (en) * 1992-05-12 1995-09-06 Schlumberger Ltd Multiphase fluid flow measurement
FR2700806B1 (fr) * 1993-01-27 1995-03-17 Elf Aquitaine Procédé de détermination des variations de la morphologie d'un puits de forage.
US5531112A (en) * 1994-05-20 1996-07-02 Computalog U.S.A., Inc. Fluid holdup tool for deviated wells
US5631413A (en) * 1994-05-20 1997-05-20 Computalog Usa, Inc. Fluid holdup tool and flow meter for deviated wells
NO314775B1 (no) * 1994-10-14 2003-05-19 Western Atlas Int Inc Anordning og fremgangsmåte for logging basert på måling over et rörtverrsnitt
US5551287A (en) * 1995-02-02 1996-09-03 Mobil Oil Corporation Method of monitoring fluids entering a wellbore
FR2732068B1 (fr) * 1995-03-23 1997-06-06 Schlumberger Services Petrol Procede et dispositif pour la mesure locale de parametres d'ecoulement d'un fluide multiphasique et application dudit procede
US5736637A (en) * 1996-05-15 1998-04-07 Western Atlas International, Inc. Downhole multiphase flow sensor
FR2749080B1 (fr) 1996-05-22 1998-08-07 Schlumberger Services Petrol Procede et appareil de discrimination optique de phases pour fluide triphasique

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ВАСИЛЬЕВСКИЙ В.Н., ПЕТРОВ А.Н. Исследование нефтяных пластов и скважин. - М.: Недра, 1973, с.257-259. *

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9042200B2 (en) 2008-12-12 2015-05-26 Schlumberger Technology Corporation Downhole telemetry system

Also Published As

Publication number Publication date
NO320875B1 (no) 2006-02-06
DK0866213T3 (da) 2004-07-12
DE69822352T2 (de) 2004-12-30
FR2761111B1 (fr) 2000-04-07
EP0866213B1 (en) 2004-03-17
BR9800929A (pt) 1999-11-09
ZA982341B (en) 1998-09-22
DZ2447A1 (fr) 2003-01-11
ID20078A (id) 1998-09-24
CN1114751C (zh) 2003-07-16
FR2761111A1 (fr) 1998-09-25
CA2232922A1 (en) 1998-09-20
CA2232922C (en) 2006-09-19
US6176129B1 (en) 2001-01-23
AR012113A1 (es) 2000-09-27
OA10674A (en) 2002-09-25
AU739802B2 (en) 2001-10-18
NO981237D0 (no) 1998-03-19
GB2323446B (en) 1999-10-06
EP0866213A3 (en) 2001-01-10
DE69822352D1 (de) 2004-04-22
CO4780051A1 (es) 1999-05-26
NO981237L (no) 1998-09-21
CN1205388A (zh) 1999-01-20
GB2323446A (en) 1998-09-23
EP0866213A2 (en) 1998-09-23
SA98190247B1 (ar) 2006-05-28
GB9805032D0 (en) 1998-05-06
AU5938798A (en) 1998-09-24
JPH10325290A (ja) 1998-12-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2209964C2 (ru) Способ (варианты) и устройство (варианты) для получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье
RU2673826C2 (ru) Внутрискважинная калибровка инструмента при проведении изысканий пластов
CA2247743C (en) Downhole gravity tool
US4539837A (en) Driven-capillary viscosimeter
CN100404787C (zh) 确定井中流动的多相流体流量的方法和设备
CA1242876A (en) High speed well surveying
RU98105345A (ru) Способ и устройство для получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье
US4197654A (en) Survey apparatus and method employing all latitude, all attitude gyrocompassing
CA2611310C (en) Directional sensor system comprising a single axis sensor element positioned at multiple controlled orientations
US4265028A (en) Survey apparatus and method employing canted tilt sensor
GB2039371A (en) Method and apparatus for mapping wells and bore holes
NL8200117A (nl) Boorholte-opmeettoestel, waarin gebruik gemaakt wordt van versnellingsmeters en sonde-scharniermetingen.
EP2380004A1 (en) Interferometry-based downhole analysis tool
NO327804B1 (no) Apparat og fremgangsmate for a foreta nukleaere magnetiske malinger
US2640271A (en) Well logging method and apparatus
US5763766A (en) Viscometer
CN110031166A (zh) 均匀流及平台运动下隔水管井口系统动力响应试验装置
RU2319004C2 (ru) Измерительный зонд для нефтегазовой скважины
US3238631A (en) Method and apparatus for clinometric land measurements
EP0177505A1 (en) Device for measuring internal dimensions of tubes
MXPA98001909A (en) A method and an apparatus for acquiring data in a well for the extraction of hydrocarb
SU1084431A1 (ru) Устройство дл измерени профил поперечного сечени скважины
GB2348507A (en) Fluid density measurement device
SU1143834A1 (ru) Устройство дл центрировани приборов в скважине
BR112020016406B1 (pt) Medidor vibratório, e, método de monitorar dissolução de soluto em uma solução