DE69914462T2 - ACCESS DETECTION DEVICE AND IMPLEMENTATION SYSTEM - Google Patents

Description

ErfindungsgebietTHE iNVENTION field

Diese Erfindung betrifft ein Verfahren zur Messung eines Fluidstromes in einer unterirdischen Formation; insbesondere zur Messung der Strömungsdurchsätze von Flüssigkeiten, Gasen und gemischten Fluiden in unterirdischen Formationen.This invention relates to a method for measuring a fluid flow in an underground formation; especially for measuring the flow rates of Liquids, Gases and mixed fluids in underground formations.

Hintergrundbackground

Letzte Entwicklungen von Bohrlochkonstruktionstechniken in der Ölbohrindustrie, wie von horizontalen und mehrseitigen Bohrlöchern, stellen neue Herausforderungen an die Verrohrungs- und Reservoirtechnologien. Horizontale Hochdurchsatz-Bohrlöcher unter Tiefwasserbedingungen forcieren die technischen Werkzeuge weiter, die ein Erdölingenieur zur Verfügung hat, um Reservoirs sicher und vorsichtig zu erzeugen.Recent developments in well construction techniques in the oil drilling industry, as from horizontal and multi-sided boreholes, pose new challenges piping and reservoir technologies. Horizontal high throughput holes below Deep water conditions continue to push the technical tools, which is an petroleum engineer to disposal has to create reservoirs safely and carefully.

Klassische Verfahren der Reservoirüberwachung gehen davon aus, dass die Durchlässigkeit („K") und die Höhe („H") der Zone bekannt ist, welche zur Förderung aus dem Bohrloch beiträgt. Dieser „KH"-Wert wird oft mit regelmäßigen Förderungsmessungen bestätigt und üblicherweise als konstant betrachtet. Der „KH"-Wert eines Bohrloches ist für die meisten Reservoirberechnungen vorrangig. In einem horizontalen oder mehrseitigen Bohrloch ist das „H" des Bohrloches, welches das Reservoir durchdringt, durch elektrische Meßverfahren bekannt, und seit kurzem durch Vornahme von Messungen während des Bohrens. Dennoch kann der gemessene Reservoirabstand nicht der gleiche wie der Abstand „H" sein, der eigentlich zur Förderung des Bohrloches beiträgt, und tatsächlich kann sich „H" mit der Zeit verändern.Classic methods of reservoir monitoring assume that the permeability ("K") and height ("H") of the zone are known is which to promote contributes from the borehole. This "KH" value is often included regular funding measurements approved and usually considered constant. The "KH" value of a borehole is for most Reservoir calculations take priority. In a horizontal or multi-page Borehole is the "H" of the borehole, which penetrates the reservoir by electrical measuring methods known, and more recently by taking measurements during the Drilling. Nevertheless, the measured reservoir distance cannot be the same like the distance "H", which is actually to promote contributes to the borehole, and indeed "H" can change over time.

Die Industrie hat eine recht bequeme Haltung angenommen, was die Annahme der Einströmleistung in horizontale und mehrseiti ge Bohrlöcher betrifft. Bedeutende Annahmen bezüglich der Einströmleistung eines Bohrloches werden auf der Basis von Oberflächendaten (z. B. Strömungsdurchsätzen, Drücken, Wasserdurchbrüchen, etc.), möglichen Druckanzeigen des Bohrloches und Erfahrungswerten gemacht. In Wirklichkeit können diese Annahmen zu einer schlechten Bohrlochleistung, einer schlechten Reservoirregelung, Fehlfunktionen der Verrohrungseinrichtung, und in den ungünstigsten Fällen, zu einem katastrophalen Ausfall des Bohrloches führen.The industry has a pretty convenient one Adopted attitude, which is the assumption of inflow power in horizontal and concerns multi-sided boreholes. Significant assumptions regarding the inflow power a borehole is based on surface data (e.g. flow throughputs, pressures, water breakthroughs, etc.), possible pressure displays of the borehole and empirical values. In reality, these can Assumptions about poor well performance, poor Reservoir control, piping malfunction, and in the worst Cases, too result in a catastrophic failure of the borehole.

Das einzige derzeit für den Reservoir- oder Förderingenieur verfügbare Verfahren, um die Änderungen oder Verluste von „H" zu überwachen, besteht darin, eine Förderungsmessung während der Bohrlochinterventionen unter Benutzung einer Drahtleitung oder eines Rohres durchzuführen. Diese Messungen sind schwierig zu interpretieren, insbesondere in horizontalen Bohrlöchern und Bohrlöchern größeren Winkels. Dies ist auf das Unvermögen des Strömungsmessers zurückzuführen, die 3-Phasen-Strömungsdurchsätze zu messen, was in der Literatur oft als Wasserstau oder Durchblasen des Gases bezeichnet wird. Diese Prozedur der Förderungsmessung erfordert eine Anlagenmobilisierung, was zu einem Förderungsverlust während des Auf- und Abbauens der Messinstrumente führt und die Gefahr des Verlustes der Instrumente im Bohrloch ergibt. Die Förderungsmessung ist nicht immer möglich (z. B. bei manchen Unterseeverrohrungen oder -bohrlöchern, in welche eine elektrische Tauchpumpe (ESP) eingebaut ist). Außerdem wird die Entscheidung, die Förderungsmessreihen durchzuführen, oft vermieden, da die Förderungsmessdaten interpretationsabhängig sind. Das Endresultat besteht darin, dass die Förderung durch Erhöhen der Drosselgröße an der Oberfläche aufrechterhalten wird. Das kann zu einem größeren Schaden, und letztendlich zu Sieb- und Bohrlochschäden oder großer Hydratbildung und Eruptionen führen.The only one currently for the reservoir or funding engineer available Procedure to make the changes or monitor losses of "H" consists of a funding measurement while downhole interventions using a wireline or of a pipe. These measurements are difficult to interpret, especially in horizontal boreholes and boreholes larger angle. This is due to the inability of the flow meter attributed to measuring the 3-phase flow rates, what in the literature is often called water retention or gas bubbling referred to as. This funding measurement procedure requires one Plant mobilization, which leads to a loss of funding during the and dismantling the measuring instruments and the risk of loss of the instruments in the borehole. The funding measurement is not always possible (e.g. B. in some submarine piping or boreholes, in which an electrical Submersible pump (ESP) is installed). In addition, the decision the funding measurement series perform, often avoided because of the funding measurement data interpretation depends are. The end result is that the promotion by increasing the Throttle size at the surface is maintained. That can do more damage, and ultimately to screen and borehole damage or larger Lead to hydrate formation and eruptions.

Das Verfahren nach dem Oberbegriff des Anspruches 1 ist aus der EP-A-442188 bekannt. In dem bekannten Verfahren wird ein Doppler-Strömungsmesser bedarfsweise in ein Fluid-Förderbohrloch gesenkt, um die Fluidgeschwindigkeiten im Bohrloch zu ermitteln. Der bekannte Doppler-Strömungsmesser ist an einer Drahtleitung im Bohrloch aufgehängt und ist nicht zum Gebrauch als ständigen Bohrloch-Strömungsmesser ausgebildet.The procedure according to the generic term of claim 1 is known from EP-A-442188. In the well-known The procedure is a Doppler flow meter if necessary into a fluid production well lowered to determine fluid velocities in the borehole. The well-known Doppler flow meter is hung on a wire line in the borehole and is not for use as permanent Downhole flow meter educated.

Zusammenfassung der ErfindungSummary the invention

Das Verfahren gemäß der Erfindung ist dadurch gekennzeichnet, daß zumindest eine Heizquelle und ein thermischer Sensor ständig in der unterirdischen Formation und/oder in dem Bohrloch angeordnet sind.The method according to the invention is thereby characterized that at least a heat source and a thermal sensor constantly in the underground Formation and / or are arranged in the borehole.

Ausführliche BeschreibungFull description

Das Verfahren gemäß der Erfindung weist Mittel zur Überwachung der Strömung des Fluids aus unterirdischen Formationen auf, wobei Fluid Flüssigkeiten oder Gase oder Mischungen aus Flüssigkeiten und Gasen bedeutet. Messungen finden direkt in dem Bereich statt, indem eine Messung erwünscht ist. Im Falle eines Strömungsbohrloches, kann die Messung während der Förderung aus dem Bohrloch erfolgen. Wärmequellen sind in dem Fluidströmungspfad angeordnet und Sensoren, welche zum Ermitteln von Temperaturänderungen geeignet und nahe der Quellen angeordnet sind, erfassen durch die Quellen verursachte Änderungen des Fluids.The method according to the invention has means for surveillance the current of fluid from underground formations, where fluid is liquids or gases or mixtures of liquids and Gassing means. Measurements take place directly in the area by a measurement is desired. In the case of a flow well, can the measurement during of funding from the borehole. heat sources are in the fluid flow path arranged and sensors used to determine temperature changes appropriate and located near the sources, captured by the sources caused changes of the fluid.

Eine Ausführung der Erfindung schafft ein Verfahren zur Überwachung der Fluidströmung in einem zu messenden Bereich dieser unterirdischen Formation. Zumindest eine Quelle ist in der Formation angeordnet. Die Anordnung ist relativ dauerhaft, d. h. die Quelle wird gesetzt und dann im Messungsbereich belassen. Zumindest ein Sensor ist in dem zu messenden Bereich angeordnet. Jeder Sensor sollte nahe einer oder mehrerer Quellen angeordnet sein, u. zw. in hinreichend großer Nähe um durch die von der Quelle bzw. den Quellen verursachten Änderungen des Fluids zu messen. Es ist auch notwendig, zumindest ein Mittel zur Übertragung der Daten von den Sensoren zu zumindest einer Datenerfassungseinrichtung vorzusehen. Die Datenerfassungseinrichtung kann unterirdisch, an der Oberfläche oder in der Luft angeordnet sein, sie muß aber geeignet sein, mit einer Bedienung zu kommunizieren. Wie der Begriff hier verwendet wird, kann Bedienung ein Objekt, wie eine Bedienungsstation, oder ein Mensch sein.An embodiment of the invention provides a method for monitoring fluid flow in an area of this subterranean formation to be measured. At least one source is located in the formation. The arrangement is relatively permanent, ie the source is set and then in the measurement leave area. At least one sensor is arranged in the area to be measured. Each sensor should be located near one or more sources, including or in sufficient proximity to measure the changes in the fluid caused by the source or sources. It is also necessary to provide at least one means for transmitting the data from the sensors to at least one data acquisition device. The data acquisition device can be located underground, on the surface or in the air, but it must be suitable for communicating with an operator. As the term is used here, operation can be an object, such as an operator station, or a person.

Die Quellen können elektrische Heizquellen sein. Als Beispiele seien Thermistoren genannt, optische Heizeinrichtungen, kontinuierliche Heizelemente und elektrische Kabel. Da es optimal ist, die Verengungen in der Formation zu begrenzen, sind die bevorzugten Sensoren optische Faser, welche klein genug sind, um nicht-intrusiv zu sein. Die optischen Faser können auch als Datenübertragungsmittel funktionieren, daher dienen sie zwei Zwecken. Die Quellen und die Sensoren sind vorzugsweise rechtwinkelig zu der Fluidströmung gerichtet.The sources can be electrical heating sources. Examples include thermistors, optical heaters, continuous heating elements and electrical cables. Since it is optimal is to limit the constrictions in the formation are the preferred ones Optical fiber sensors that are small enough to be non-intrusive to be. The optical fiber can also as a means of data transmission work, so they serve two purposes. The sources and the Sensors are preferably directed at right angles to the fluid flow.

Wenn die unterirdische Formation ein Bohrloch ist, ist der zu messende Fluidstrombereich typischerweise in dem Bohrloch, das entweder vertikal, horizontal oder davon abweichend angeordnet sein kann. Ein Mittel zum Einsetzen der Sensoren und Datenverbindungen in einer nicht-intrusiven Weise ist die Verwendung von hohlzylindrischen Teilen.If the underground formation is a borehole, the fluid flow area to be measured is typical in the borehole that is either vertical, horizontal or different can be arranged. A means of inserting the sensors and Use data connections in a non-intrusive way of hollow cylindrical parts.

Vom Verfahren gemäß der Erfindung, welches eine als Mikro-Optische-Abtast-Technologie („MOST") bekannte Bohrlochtechnologie anwendet, wird eine verbesserte Leistung erwartet. MOST erlaubt die Miniaturisierung der Abtasteinrichtung in einer tauchfähigen Einrichtung. Grundsätzlich haben die Öl- und Gasbohrlochumgebungen eingeschränkte Geometrie und feindliche Bedingungen betreffend Temperatur und Druck. MOST kann in diesen Umgebungen wegen seines Vermögens arbeiten, Datenverbindungen (optische Faser) sehr kleinen Durchmessers zu verwenden, und Sensoren einzusetzen, die Temperaturen über 200°C standhalten können.From the method according to the invention, which one downhole technology known as micro-optical scanning technology ("MOST") expected improved performance. MOST allows miniaturization the scanning device in a submersible device. Basically, the oil and gas well environments have limited Geometry and hostile conditions regarding temperature and pressure. MOST can work in these environments because of its wealth, data connections Very small diameter (optical fiber) and sensors use temperatures above Withstand 200 ° C can.

Da die Quellen, Sensoren und Datenverbindungen in der erwünschten Region der Formation permanent eingebaut sind, besteht keine Notwendigkeit für Bohrlochinterventionen, wie die Förderungsmessung. Das Verfahren kann ein kontinuierliches Einström-Leistungsprofil der Formation auf Echtzeitbasis vermitteln und Mehrfach-Strömungsermittlungsknoten entlang der Formation überwachen.Because the sources, sensors and data connections in the desired Region of the formation are permanently installed, there is no need for borehole interventions, like the funding measurement. The process can create a continuous inflow performance profile of the formation mediate on a real time basis and multiple flow detection nodes along monitor the formation.

Der Gebrauch von Wärmequellen und Sensoren wird als Beispiel benutzt. Eine Reihe von elektrisch und optisch betriebenen Wärmequellen können entlang einer Bohrlochachse parallel zu einer Reihe von Wärmesensoren angeordnet sein. Die Wärmesensoren können mehrere Formen haben, einschließlich aber nicht beschränkt sind sie Einzelstellen-Heizelemente, wie Thermistoren, optische Heizeinrichtungen oder kontinuierliche Heizelemente, wie elektrische Kabel.The use of heat sources and sensors is used as an example. A number of electric and optically operated heat sources can along a borehole axis parallel to a series of heat sensors be arranged. The heat sensors can have several forms, including but not limited they are single-point heating elements such as thermistors, optical heaters or continuous heating elements such as electrical cables.

Die Wärmesensoren sind vorzugsweise einzelne oder mehrfache optische Faser. Die Fasern können in das Bohrloch mit mehrfachen Mitteln und mit mehrfacher Geometrie eingesetzt werden. Ein Beispiel des Einsatzes, welches die Faser vor Wasserstoffeinwirkung schützt, besteht darin, die Temperatursensoren und die Datenverbindungen in kleinen hohlen Elementen, wie beispielsweise Röhren anzuordnen. Das Einströmerkennungssystem wird durch Anordnen der optischen Fasern in dem Zuflussstrom vor den Heizeinrichtungen, nach den Heizeinrichtungen oder beiden gebildet. Andere Ausführungen benutzen optische Faser und Heizeinrichtungen, die parallel zueinander, einander umgebend, in Spulenkonfigurationen und in vielen anderen Geometrien angeordnet sind. Die bevorzugte Ausführung ordnet die Heizquelle und die Wärmesensoren senkrecht zur Fluidströmung an, so dass die Heizquellen das Fluid erhitzen, während die Wärmesensoren die Wärmeänderung in dem Fluidstrom messen, welcher über die Heizquelle strömt. Dieses System bildet dann eine Reihe von klassischen Wärmeströmungsmessern entsprechend der folgenden vereinfachten Heizströmungsgleichung: Q = Wcp(T2 – T1)worin
Q = übertragene Wärme (BTU/h)
W = Massenströmungsdurchsatz des Fluids (lbm/h); und
c_p = spezifische Wärme des Fluids (BTU/lbm °F).The heat sensors are preferably single or multiple optical fibers. The fibers can be inserted into the borehole with multiple means and with multiple geometry. One example of the use that protects the fiber from exposure to hydrogen is to place the temperature sensors and data connections in small hollow elements such as tubes. The inflow detection system is formed by placing the optical fibers in the inflow stream before the heaters, after the heaters, or both. Other designs use optical fiber and heaters that are parallel to each other, surrounding each other, arranged in coil configurations, and in many other geometries. The preferred embodiment places the heat source and the heat sensors perpendicular to the fluid flow so that the heat sources heat the fluid while the heat sensors measure the change in heat in the fluid flow that flows over the heat source. This system then forms a series of classic heat flow meters according to the following simplified heating flow equation: Q = Wc p (T 2 - T 1 ) wherein
Q = transferred heat (BTU / h)
W = mass flow rate of the fluid (lbm / h); and
c _p = specific heat of the fluid (BTU / lbm ° F).

Die Genauigkeit des Strömungsmessers ist von der Genauigkeit der spezifischen Heizdaten des strömenden Fluids abhängig. Die spezifische Wärme des Fluids in dem Bohrloch ändert sich mit der Zeit, den Strömungsdrücken und den Reservoirbedingungen (z. B. Konizität).The accuracy of the flow meter depends on the accuracy of the specific heating data of the flowing fluid dependent. The specific warmth of the Fluids in the borehole changes with time, flow pressures and the reservoir conditions (e.g. conicity).

Eine optimale Bohrlochförderung erfordert, dass die Wärmequellen und die Temperaturmesseinrichtungen klein und nicht-intrusiv zu dem Innendurchmesser des Bohrloches sind. Ein nicht-intrusiver Einsatz erlaubt es dem Bohrloch vollkommen offen zu sein, und dadurch gestattet es die Ausführung von Stimulations-, Druck- oder Messtechniken durch die Verrohrung mit den Quellen, den Sensoren und den permanent installierten Datenverbindungen.Optimal well drilling requires the heat sources and the temperature measuring devices small and non-intrusive to the inner diameter of the borehole. A non-intrusive use allows that Borehole to be completely open, and thereby allows the Execution of Stimulation, pressure or measurement techniques through the piping the sources, the sensors and the permanently installed data connections.

Die bevorzugten Sensoren und/oder Datenverbindungen gemäß der Erfindung sind optische Faser. Optische Fasern sind exotische Glasfasern, welche mit verschiedenen Überzügen und durch zahlreiche verschiedene Herstellungsverfahren verfügbar sind, welche die optischen Eigenschaften beeinflussen. Optische Faser haben eine schnelle Funktionalitätsabnahme, wenn sie Wasserstoff ausgesetzt sind, und natürlich ist unterirdisches Wasser ein leicht verfügbarer Wasserstoffträger. Daher müssen die Faser in einem Träger angeordnet sein. Aber andere Eigenschaften der optischen Faser gestatten es, einer Faser vielfache Ände rungen entlang der Länge des Fasers aufzunehmen, was ein offenkundiger Vorteil ist.The preferred sensors and / or data connections according to the invention are optical fibers. Optical fibers are exotic glass fibers that are available with various coatings and through numerous different manufacturing processes that affect the optical properties. Optical fibers have a rapid decrease in functionality when exposed to hydrogen, and of course underground water is an easily available hydrogen carrier. Therefore must the fiber can be arranged in a carrier. But other properties of the optical fiber allow a fiber to accommodate multiple changes along the length of the fiber, which is an obvious advantage.

Fasern können in Öl- und Gasbohrlöchern in Verbindung mit optischen Zeitverzögerungs-Reflektometrieeinrichtungen (OTDR") verwendet werden (allgemein „spezifische Messung" genannt). Spezifisches Abtasten entlang der Faser wird unter Anwendung der Quanten-Elektrodynamik („QED") getätigt. QED bezieht sich auf die Wissenschaft der subatomaren Teichen, wie Photonen, Elektronen, etc. Für diese Anwendung sind die durch eine sehr spezielle subatomare Glasmatrix wandernden Photonen von Interesse. Die Wahrscheinlichkeit oder die Wahrscheinlichkeitsamplitude, dass ein Photon eine Wechselwirkung mit der subatomaren Struktur des Siliziumdioxids eingeht, ist für jede spezialisierte optische Faser bekannt. Die sich ergebende Lichtrückstreuung als Funktion der Wärmeeffekte in der subatomaren Glasstruktur hat eine wohlbekannte Beziehung zum Brechungsindex der optischen Faser. Kenntnis über die Leistung und die Frequenz des angeregten oder des von der optischen Faser abgekoppelten Lichtes, gestattet die Berechnung des vorhergesagten ausgestrahlten oder rückgestreuten Lichtes und der Frequenz bei einer gegebenen Länge entlang der optischen Faser.Fibers can connect in oil and gas wells with optical time delay reflectometry devices (OTDR ") used become (generally “specific Measurement "). Specific scanning along the fiber is done using the Quantum electrodynamics ("QED"). QED refers to the science of subatomic ponds, like photons, Electrons, etc. For this They are used thanks to a very special subatomic glass matrix migrating photons of interest. The probability or the Probability amplitude that a photon has an interaction with the subatomic structure of silicon dioxide is specialized for everyone known optical fiber. The resulting light backscatter as a function of heat effects in the subatomic glass structure has a well known relationship to the refractive index of the optical fiber. Knowledge of the Power and the frequency of the excited or that of the optical Fiber decoupled light allows the prediction to be calculated broadcast or backscattered Light and frequency for a given length along the optical fiber.

Das Verfahren gemäß der Erfindung benutzt OTDR und Wärme- und/oder Tonquellen, um die Strömung im Bohrloch zu messen. Strömungsänderungen über der Zeit können an jedem Knoten überwacht werden, und weisen eine ständige qualitative Messung in Echtzeit auf. In Kenntnis des benutzten Glases und Laserlichts kann die rückgestreute Energie mit „OTDR" nach der folgenden Gleichung gemessen werden: Pbs(l) = ½P0ΔtvgCsNA2exp(∫ – 2αdx)worin
P_bs = rückgestreute Energie, aus der Entfernung 1 zurückkehrend;
P₀ = Aktivierungsenergie;
Δt = Zeitpulsbreite der Quelle, in Zeiteinheiten;
v_g = Gruppengeschwindigkeit;
C_s = Streuungskonstante;
NA = numerische Öffnung der Faser; und
α = Gesamtverlust des Dämpfungskoeffizienten.The method according to the invention uses OTDR and heat and / or sound sources to measure the flow in the borehole. Flow changes over time can be monitored at each node and have a constant qualitative measurement in real time. Knowing the glass and laser light used, the backscattered energy can be measured with "OTDR" according to the following equation: P bs (l) = ½P 0 Δtv G C s N / A 2 exp (∫ - 2αdx) wherein
P _bs = backscattered energy, returning from distance 1;
P ₀ = activation energy;
Δt = time pulse width of the source, in units of time;
v _g = group velocity;
C _s = scatter constant;
NA = numerical opening of the fiber; and
α = total loss of the damping coefficient.

OTDR kann erfolgreich und wiederholbar die rückgestreuten Änderungen als Funktion der Temperatur messen, die durch eine die optische Faser durchwandernde gepulste Lichtwelle des Lasers verursacht werden, indem Cs mit α in Beziehung gesetzt wird. Cs ≅ (αr)co + (αs)co + Pc/Pt(αs)dund α = αco + Pc/Pt(αd)worin
α_r = Raman Streuungskoeffizient
α_s = Rayleigh Streuungskoeffizient.OTDR can successfully and repeatably measure the backscattered changes as a function of temperature caused by a pulsed laser light wave traveling through the optical fiber by relating Cs to α. C s ≅ (α r ) co + (α s ) co + P c / P t (α s ) d and α = α co + P c / P t (α d ) wherein
α _r = Raman scattering coefficient
α _s = Rayleigh scattering coefficient.

Die OTDR-Einrichtung benutzt eine Laserquelle, eine optische Faser; einen gerichteten Koppler, welcher mit der Faser verbunden ist, einen optoelektronischen Empfänger, Signalverarbeitung und eine Datenerfassungseinrichtung.The OTDR device uses one Laser source, an optical fiber; a directional coupler, which connected to the fiber, an optoelectronic receiver, signal processing and a data acquisition device.

Die OTDR-Einrichtung gemäß der Erfindung gestattet die Ausführung einfacher Tätigkeiten im Bohrloch ohne einer Oberflächenintervention, und erlaubt die Überwachung der Reservoirleistung im Bohrloch mit der 4D-Seismik und anderen Technologien. Es ist für den Fachmann offenkundig, dass viele Änderungen und Modifikationen an der Erfindung vorgenommen werden können, ohne den hier erläuterten Geist oder den Umfang der Erfindung zu verlassen.The OTDR device according to the invention allows execution simple activities in the borehole without any surface intervention, and allows surveillance well performance in the borehole with 4D seismics and others Technologies. It is for to those skilled in the art that many changes and modifications can be made to the invention without the one explained here Leave the spirit or scope of the invention.

Claims (6)

Verfahren zur Überwachung des Fluidstromes in einer unterirdischen Region, wobei das Verfahren umfasst: Anordnung zumindest einer Quelle in der unterirdischen Region; Anordnung zumindest eines Sensors in der zu messenden Region, wobei jeder Sensor zumindest einer Quelle benachbart ist, so dass der Sensor die durch die Quelle verursachten Änderungen des Fluids misst; Bereitstellen zumindest eines Mittels zur Datenübertragung von jedem Sensor zu zumindest einer Datensammeleinrichtung, wobei die Datensammeleinrichtung mit einem Bediener kommunizieren kann; dadurch gekennzeichnet, dass die Quelle und/oder der Sensor eine Heizquelle und einen Wärmesensor umfassen, welche in der unterirdischen Formation und/oder dem Bohrloch permanent angeordnet sind.A method of monitoring fluid flow in an underground region, the method comprising: disposing at least one source in the underground region; Arranging at least one sensor in the region to be measured, each sensor being adjacent to at least one source, so that the sensor measures the changes in the fluid caused by the source; Providing at least one means for data transmission from each sensor to at least one data collection device, the data collection device being able to communicate with an operator; characterized in that the source and / or the sensor comprise a heating source and a heat sensor which are permanently arranged in the underground formation and / or the borehole. Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Heizquelle eine elektrische Heizquelle ist.The method of claim 1, wherein the heating source is a electric heat source. Verfahren nach Anspruch 2, wobei die Quelle aus einem Thermistor, einer optischen Heizeinrichtung, einem kontinuierlichen Heizelement, einem elektrischen Kabel und Kombinationen davon gewählt wird.The method of claim 2, wherein the source is from a Thermistor, an optical heater, a continuous Heating element, an electrical cable and combinations thereof is selected. Verfahren nach Anspruch 1, wobei der Sensor einen oder mehrere optische Faser umfasst.The method of claim 1, wherein the sensor is a or comprises several optical fibers. Verfahren nach Anspruch 1, wobei der Wärmesensor und die Wärmequelle senkrecht zur Fluidströmung gerichtet sind.The method of claim 1, wherein the heat sensor and the heat source perpendicular to the fluid flow are directed. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, bei welchem die Wärmequelle das Fluid erwärmt und der Wärmesensor bzw. die Wärmesensoren die Wärmeänderungen in dem Fluidstrom messen, welcher über die Wärmequelle strömt.A method according to any preceding claim, wherein the heat source is the fluid heated and the heat sensor or the heat sensors measure the heat changes in the fluid stream which flows over the heat source.