RU98105345A - METHOD AND DEVICE FOR GETTING DATA IN A WELL, PRODUCING HYDROCARBON RAW MATERIALS - Google Patents

METHOD AND DEVICE FOR GETTING DATA IN A WELL, PRODUCING HYDROCARBON RAW MATERIALS

Info

Publication number
RU98105345A
RU98105345A RU98105345/03A RU98105345A RU98105345A RU 98105345 A RU98105345 A RU 98105345A RU 98105345/03 A RU98105345/03 A RU 98105345/03A RU 98105345 A RU98105345 A RU 98105345A RU 98105345 A RU98105345 A RU 98105345A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
measuring
local
central region
central
Prior art date
Application number
RU98105345/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2209964C2 (en
Inventor
Агес Лоран
Кантен Жиль
Паран Филипп
Весеро Патрик
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
Priority claimed from FR9703422A external-priority patent/FR2761111B1/en
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of RU98105345A publication Critical patent/RU98105345A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2209964C2 publication Critical patent/RU2209964C2/en

Links

Claims (19)

1. Способ получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, отличающийся тем, что включает стадии измерения в поперечном сечении потока, дебита многофазной жидкости, протекающей вдоль скважины в ее центральной области, и определения, по крайней мере в локальной области, расположенной, в основном, на том же уровне, соотношений жидких фаз, присутствующих в локальной области.1. A method of obtaining data in a well producing hydrocarbon raw materials, characterized in that it includes the steps of measuring the cross section of the flow, the rate of multiphase fluid flowing along the well in its central region, and determining at least in the local region, located mainly , at the same level, the ratios of the liquid phases present in the local area. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что соотношения присутствующих жидких фаз определяют в множестве локальных областей, окружающих центральную область. 2. The method according to p. 1, characterized in that the ratio of the present liquid phases is determined in many local areas surrounding the Central region. 3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что 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. 3. The method according to p. 2, characterized in that the ratio of the liquid phases present is determined in a variety of local regions that are uniformly distributed around the central region and which are located mainly at the same distances from it. 4. Способ по п. 2 или 3, отличающийся тем, что дебит определяют в поперечном сечении скважины путем измерения скорости жидкости в центральной области и путем измерения диаметра скважины, в основном, на уровне каждой локальной области. 4. The method according to p. 2 or 3, characterized in that the flow rate is determined in the cross section of the well by measuring the fluid velocity in the Central region and by measuring the diameter of the well, basically, at the level of each local region. 5. Способ по п. 3, отличающийся тем, что 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.5. The method according to p. 3, characterized in that the ratio of the liquid phases present is determined in four local areas distributed at 90 o intervals relative to each other around the central region and the borehole diameter is determined in two orthogonal directions, each of which passes mainly through two local areas. 6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что условное вертикальное направление, в основном, пересекающее ось скважины, также определяют, когда скважина отклоняется. 6. The method according to p. 1, characterized in that the conditional vertical direction, mainly intersecting the axis of the well, also determine when the well deviates. 7. Устройство для получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, отличающееся тем, что оно содержит средства измерения дебита в поперечном сечении потока для измерения дебита многофазной жидкости, протекающей вдоль скважины в ее центральной области, и, по крайней мере, один локальный датчик, расположенный, в основном, на том же уровне, на котором расположены средства измерения дебита, локальный датчик выполнен с возможностью определения соотношений фаз жидкости, в которую он погружен. 7. A device for obtaining data in a well producing hydrocarbon raw materials, characterized in that it contains means for measuring flow rate in a cross section of a stream for measuring flow rate of a multiphase fluid flowing along a well in its central region, and at least one local sensor, located mainly at the same level as the flow rate measuring instruments, the local sensor is configured to determine the phase ratios of the liquid in which it is immersed. 8. Устройство по п. 7, отличающееся тем, что средства измерения дебита содержат средства для измерения скорости, средства центрирования для автоматического удерживания средств измерения скорости в центральной области скважины, и множество локальных датчиков, установленных вокруг средств измерения скорости. 8. The device according to claim 7, characterized in that the flow rate measuring means comprise means for measuring speed, centering means for automatically holding the means for measuring speed in the central region of the well, and a plurality of local sensors installed around the means for measuring speed. 9. Устройство по п. 8, отличающееся тем, что локальные датчики равномерно распределены вокруг средств измерения скорости и расположены, в основном, на одинаковых расстояниях от указанных средств. 9. The device according to claim 8, characterized in that the local sensors are evenly distributed around the speed measuring instruments and are located mainly at the same distances from these means. 10. Устройство по п. 8 или 9, отличающееся тем, что средства центрирования включают, по крайней мере, три кронштейна в виде шарнирных V-образных соединений, верхний конец каждого из которых закреплен с осевым вращением 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 и каждый из совмещенных кронштейнов, поддерживающих один из локальных датчиков, в основном, на уровне средств измерения скорости. 10. The device according to p. 8 or 9, characterized in that the centering means include at least three brackets in the form of articulated V-shaped joints, the upper end of each of which is mounted with axial rotation on a central skeleton supporting speed measuring means between articulated brackets and the lower end of each of which is pivotally connected to the movable lower end part, elastic means that are inserted between the Central skeleton and each of the articulated brackets in order to press the brackets against the walls kvazhiny and each reciprocally bracket supporting one of the local sensors substantially at the level of the velocity measuring means. 11. Устройство по п. 10, отличающееся тем, что средства центрирования включают четыре кронштейна с 90o интервалами относительно друг друга вокруг продольной оси центрального остова.11. The device according to p. 10, characterized in that the centering means include four brackets with 90 o intervals relative to each other around the longitudinal axis of the Central core. 12. Устройство по п. 11, отличающееся тем, что средства измерения дебита включают кроме того, средства для измерения диаметра скважины между каждыми диаметрально противоположными парами кронштейнов вблизи продольной оси. 12. The device according to p. 11, characterized in that the means of measuring the flow rate also include means for measuring the diameter of the well between each diametrically opposite pairs of brackets near the longitudinal axis. 13. Устройство по п. 12, отличающееся тем, что средства для измерения диаметра скважины включают два дифференциальных трансформатора, поддерживаемых центральным остовом. 13. The device according to p. 12, characterized in that the means for measuring the diameter of the well include two differential transformers supported by a central core. 14. Устройство по п. 7, отличающееся тем, что средства, размещенные в центральном остове, выполнены с возможностью определения условного вертикального направления, в основном, пересекающего продольную ось центрального остова, когда скважина отклоняется. 14. The device according to p. 7, characterized in that the means placed in the Central skeleton, made with the possibility of determining the conditional vertical direction, mainly crossing the longitudinal axis of the Central skeleton, when the well deviates. 15. Устройство по п. 14, отличающееся тем, что средства для определения условного вертикального направления включают потенциометр, имеющий балансир. 15. The device according to p. 14, characterized in that the means for determining the conditional vertical direction include a potentiometer having a balancer. 16. Способ получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, отличающийся тем, что включает стадии измерения, в центральной области поперечного сечения потока, дебита многофазной жидкости, протекающей вдоль скважины и определения в множестве локальных областей, расположенных, в основном, на тех же уровнях, как центральная область и под углом распределенных вокруг, соотношения жидких фаз. 16. A method of obtaining data in a well producing hydrocarbon raw materials, characterized in that it includes measuring steps in the central region of the cross-section of the flow, the rate of multiphase fluid flowing along the well and determining in a variety of local areas located mainly at the same levels as the central region and at an angle distributed around, the ratio of the liquid phases. 17. Способ получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, отличающийся тем, что включает стадии измерения в центральной области поперечного сечения потока, дебита многофазной жидкости, протекающей вдоль скважины и измерения электрической проводимости жидкости в множестве локальных областей, расположенных, в основном, на тех же уровнях, как центральная область и под углом распределенных вокруг. 17. A method of obtaining data in a well producing hydrocarbon raw materials, characterized in that it includes the steps of measuring in the central region of the cross-section of the flow, the rate of multiphase fluid flowing along the well and measuring the electrical conductivity of the fluid in a variety of local areas located mainly on those same levels as the central area and at an angle distributed around. 18. Устройство для получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, отличающееся тем, что содержит средства для измерения скорости, средства центрирования для автоматического удерживания средств измерения скорости в центральной области скважины и множество локальных датчиков, установленных вокруг средств измерения скорости и несущих на себе средства центрирования, а датчики выполнены чувствительными к соотношениям жидких фаз. 18. Device for receiving data in a well producing hydrocarbon raw materials, characterized in that it contains means for measuring speed, centering means for automatically holding means for measuring speed in the central region of the well and many local sensors installed around the means for measuring speed centering, and the sensors are made sensitive to the ratios of the liquid phases. 19. Устройство для получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, отличающееся тем, что содержит средства для измерения скорости, средства центрирования для автоматического удерживания средств измерения скорости в центральной области скважины и множество локальных датчиков проводимости, установленных вокруг средств измерения скорости и несущих на себе средства центрирования, а датчики выполнены чувствительными к соотношениям жидких фаз. 19. A device for acquiring data in a hydrocarbon producing well, characterized in that it comprises means for measuring speed, centering means for automatically holding velocity means in the central region of the well, and a plurality of local conductivity sensors installed around the velocity means and carrying means of centering, and the sensors are made sensitive to the ratios of the liquid phases.
RU98105345/03A 1997-03-20 1998-03-19 Method (versions) and device (versions) for data acquisition in well producing hydrocarbon materials RU2209964C2 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR9703422 1997-03-20
FR9703422A FR2761111B1 (en) 1997-03-20 1997-03-20 METHOD AND APPARATUS FOR ACQUIRING DATA IN A HYDROCARBON WELL

Publications (2)

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

Family

ID=9505018

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU98105345/03A RU2209964C2 (en) 1997-03-20 1998-03-19 Method (versions) and device (versions) for data acquisition in well producing hydrocarbon materials

Country Status (20)

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

Families Citing this family (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NL7110516A (en) 1971-07-30 1973-02-01
FR2769041B1 (en) 1997-09-26 2000-05-05 Schlumberger Services Petrol LOAD BAR FOR APPLIANCE INTENDED TO BE USED IN AN OIL WELL
FR2797295B1 (en) * 1999-08-05 2001-11-23 Schlumberger Services Petrol METHOD AND APPARATUS FOR ACQUIRING DATA, IN A HYDROCARBON WELL IN PRODUCTION
AU2001293809A1 (en) 2000-09-12 2002-03-26 Sofitech N.V. Evaluation of multilayer reservoirs
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
RU2382197C1 (en) 2008-12-12 2010-02-20 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Well telemetering system
CN101845803B (en) * 2010-05-28 2011-08-03 武汉理工大学 Multi-rod piping clip
GB2482021B (en) * 2010-07-16 2017-09-20 Sondex Wireline Ltd Fluid flow sensor
CN103077556B (en) * 2013-02-04 2016-07-06 重庆大学 The Three-dimension Numerical Model method for designing of sand production
WO2015144264A1 (en) * 2014-03-28 2015-10-01 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 (en) * 2014-06-04 2017-01-04 成都来宝石油设备有限公司 The oil well verticality measuring tool of convenient dismounting
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
WO2018237070A1 (en) * 2017-06-20 2018-12-27 Sondex Wireline Limited Sensor deployment system and method
US10907467B2 (en) 2017-06-20 2021-02-02 Sondex Wireline Limited Sensor deployment using a movable arm system and method
CA3067838C (en) * 2017-06-20 2021-11-16 Sondex Wireline Limited Sensor bracket system and method for a downhole tool
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 (en) * 2021-03-24 2022-11-18 黄河水利职业技术学院 Pile hole aperture detection device for engineering management
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 (en) * 1988-09-29 1990-11-30 Schlumberger Prospection METHOD AND DEVICE FOR ANALYZING A MULTI-PHASE FLOW IN A HYDROCARBON WELL
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 (en) * 1991-03-08 1993-06-04 Inst Francais Du Petrole METHOD AND DEVICE FOR PLACING PROBES AGAINST THE WALL OF A WELL.
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 (en) * 1993-01-27 1995-03-17 Elf Aquitaine Method for determining variations in the morphology of a wellbore.
US5631413A (en) * 1994-05-20 1997-05-20 Computalog Usa, Inc. Fluid holdup tool and flow meter for deviated wells
US5531112A (en) * 1994-05-20 1996-07-02 Computalog U.S.A., Inc. Fluid holdup tool for deviated wells
NO314775B1 (en) * 1994-10-14 2003-05-19 Western Atlas Int Inc Device and method of logging based on measurement over a pipe cross section
US5551287A (en) * 1995-02-02 1996-09-03 Mobil Oil Corporation Method of monitoring fluids entering a wellbore
FR2732068B1 (en) * 1995-03-23 1997-06-06 Schlumberger Services Petrol METHOD AND DEVICE FOR LOCAL MEASUREMENT OF FLOW PARAMETERS OF A MULTIPHASIC FLUID AND APPLICATION OF SAID METHOD
US5736637A (en) * 1996-05-15 1998-04-07 Western Atlas International, Inc. Downhole multiphase flow sensor
FR2749080B1 (en) 1996-05-22 1998-08-07 Schlumberger Services Petrol METHOD AND APPARATUS FOR OPTICAL PHASE DISCRIMINATION FOR THREE-PHASE FLUID

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU98105345A (en) METHOD AND DEVICE FOR GETTING DATA IN A WELL, PRODUCING HYDROCARBON RAW MATERIALS
RU2209964C2 (en) Method (versions) and device (versions) for data acquisition in well producing hydrocarbon materials
EA003623B1 (en) A method and apparatus for acquiring data in a hydrocarbon well in production
US4397190A (en) Apparatus and method for determining flow characteristics of a fluid
JPH0735598A (en) Measuring method of quantity of fluid in tank and measuring device for tank level
US4034607A (en) Flow monitoring
DE69841440D1 (en) METHOD AND DEVICE FOR MIXING
FR2781565B1 (en) METHOD AND DEVICE FOR MEASURING THE FLOW SPEED OF A FLUID VEIN
US5514305A (en) Bubble tray
GB2131169A (en) Sensor arrangement
KR900700171A (en) Fluid separator
Ito et al. Effects of Coriolis force on countercurrent chromatography
US2311312A (en) Continuous mud weight indicator
SU1420470A1 (en) Method of measuring viscosity of electrically conducting liquids
GB2154547A (en) Liquid sampling device
RU99104084A (en) METHOD FOR MEASURING THE LEVEL AND / OR BOUNDARY OF THE SECTION OF LIQUID MEDIA, PREVIOUSLY WATER-OIL EMULSIONS IN TANKS
SU821917A1 (en) Apparatus for measuring wind wave incline
SU1305487A1 (en) Stand for testing weighing devices of pipeline for stability
FI106224B (en) Method and apparatus for measuring runoff water in a sewerage system
SU1060999A1 (en) Material corrosion testing method
SU993025A1 (en) Vortex-type flow meter
TH36493A (en) Methods and tools for data obtained in hydrocarbon wells.
SU630562A1 (en) Device for determining wetting ability of immiscible liquids and of solid bodies with liquids
SU885894A1 (en) Method of determination of flow hydraulic parameters in pipeline
TH32357B (en) Methods and tools for data obtained in hydrocarbon wells.