EA004757B1 - Inflow detection apparatus and system for its use - Google Patents
Inflow detection apparatus and system for its use Download PDFInfo
- Publication number
- EA004757B1 EA004757B1 EA200000907A EA200000907A EA004757B1 EA 004757 B1 EA004757 B1 EA 004757B1 EA 200000907 A EA200000907 A EA 200000907A EA 200000907 A EA200000907 A EA 200000907A EA 004757 B1 EA004757 B1 EA 004757B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- source
- sensor
- optical
- well
- sensors
- Prior art date
Links
- 238000001514 detection method Methods 0.000 title 1
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 31
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 26
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 17
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000013480 data collection Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 claims description 17
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 8
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000001069 Raman spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000005520 electrodynamics Effects 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000005693 optoelectronics Effects 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 210000003813 thumb Anatomy 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
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
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- 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
- E21B47/103—Locating fluid leaks, intrusions or movements using thermal measurements
-
- 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
- E21B47/107—Locating fluid leaks, intrusions or movements using acoustic means
Abstract
Description
Область применения изобретенияThe scope of the invention
Настоящее изобретение относится к способу измерения расхода текучей среды в подземной формации, в частности, для измерения расходов жидкостей, газов и смешанных текучих сред в подземной формации.The present invention relates to a method for measuring the flow rate of a fluid in a subterranean formation, in particular for measuring the flow rates of liquids, gases and mixed fluids in a subterranean formation.
Предшествующий уровеньPrior level
Последние разработки по промышленной добыче нефти, касающиеся конструктивного оборудования буровых скважин, таких как горизонтальные скважины, скважины с множеством горизонтальных ответвлений, предъявляют новые требования к завершению и техническому оснащению бассейна. Высокопроизводительные горизонтальные скважины в глубоководных условиях, способствующих продвижению и улучшению технологии инструментария инженера-нефтяника, обеспечивают возможность безопасной и бережливой разработки бассейнов.Recent developments in industrial oil production related to the construction equipment of boreholes, such as horizontal wells, wells with many horizontal branches, present new requirements for the completion and technical equipment of the pool. High-productivity horizontal wells in deep water conditions that promote the advancement and improvement of the tooling technology of an oil engineer provide an opportunity for safe and thrifty development of pools.
Известны классические способы мониторинга бассейнов, принимающие в расчет проницаемость (К) и глубину (Н) зоны, вносящих свой вклад в выработку скважины. Этот КН обычно подтверждается периодическим каротажем скважины и, как правило, считается постоянным. КН скважины имеет первостепенное значение для большинства расчетов бассейна. Для горизонтальной скважины или скважины с множеством горизонтальных ответвлений Н буровой скважины, пронизывающей бассейн, определяется способом электрического каротажа, а в последнее время, каротажем в процессе бурения. Однако полученная путем каротажа глубина скважины может оказаться не той Н, которая реально вносит свой вклад в выработку скважины, и, в действительности, Н может изменяться со временем.Classical methods for monitoring pools are known that take into account the permeability (K) and depth (H) of a zone that contribute to well production. This KH is usually confirmed by periodic well logging and, as a rule, is considered constant. Well borehole is of paramount importance for most basin calculations. For a horizontal well or a well with many horizontal branches, the H of the borehole penetrating the pool is determined by the method of electric logging, and more recently, by logging during drilling. However, the well depth obtained by logging may not be the same H that actually contributes to the well production, and, in fact, the H may change over time.
В промышленности приняты весьма условные значения допусков на характеристики притока (всасывания) в горизонтальных скважинах и скважинах с множеством горизонтальных ответвлений. Очень важные допуски по характеристикам притока были сделаны на основе поверхностных данных ( например, расходов, давлений, объема воды, извлекаемой из скважины и т. п.), возможных замеров давления в направленном вниз шпуре и эмпирических правил. В действительности эти допуски могут привести к плохой работе скважины, недостаточному контролю бассейна, повреждению комплекта оборудования и, в худшем случае, к катастрофической аварии и обрушению скважины.The industry has adopted very arbitrary tolerance values for the characteristics of the inflow (intake) in horizontal wells and wells with many horizontal branches. Very important tolerances on inflow characteristics were made based on surface data (for example, flow rates, pressures, volume of water extracted from the well, etc.), possible pressure measurements in the downhole and rules of thumb. In fact, these tolerances can lead to poor well operation, inadequate pool control, damage to the set of equipment, and, in the worst case, a catastrophic accident and collapse of the well.
Единственным общепринятым способом контроля изменений или потерь в Н, имеющимся в распоряжении инженера-нефтяника, является прокладка кабельного шпура или обсадной трубы, обеспечивающих получение данных по длине продуктивного среза скважины. Такие данные трудно интерпретировать, особенно, для горизонтальных скважин или сква жин под большим углом. Это происходит вследствие неспособности расходомеров измерять 3-х фазные расходы, которые в литературе часто называют задержкой воды или прорывом газа. Такая процедура проведения каротажа, а также способы проведения каротажа, известные из Европейских патентов №№ 04-42188 и 0508894, требуют привлечения сложного оборудования, что приводит к потерям в добыче в процессе сборки и демонтажа каротажного оборудования, а также создает опасность утери оборудования в скважине. Проведение каротажа не всегда возможно ( например, в некоторых подводных комплексах или скважинах, в которых установлен электрический насос с водонепроницаемой изоляцией (Е8Р)). Кроме того, поскольку данные, полученные в результате каротажа, подвергаются интерпретации, от решения о проведении серии добычи-каротажа часто уклоняются. Конечным результатом является то, что добыча поддерживается за счет увеличения размера воздушной заслонки на поверхности. Это может привести к большим повреждениям и, в конечном счете, к фильтрации и аварии в скважине или к выработке большого количества гидратов и к выбросам породы.The only generally accepted way to control changes or losses in N at the disposal of an oil engineer is to lay a cable hole or casing, providing data on the length of the productive section of the well. Such data are difficult to interpret, especially for horizontal wells or wells at a large angle. This is due to the inability of flow meters to measure 3-phase flow rates, which in the literature are often called water retention or gas breakthrough. Such a logging procedure, as well as logging methods known from European patents Nos. 04-42188 and 0508894, require complicated equipment, which leads to production losses during the assembly and dismantling of logging equipment, and also creates the risk of equipment loss in the well . Logging is not always possible (for example, in some subsea complexes or wells in which an electric pump with waterproof insulation (E8P) is installed). In addition, since the data obtained as a result of logging are subject to interpretation, they often shy away from the decision to conduct a series of logging operations. The end result is that production is maintained by increasing the size of the air damper on the surface. This can lead to great damage and, ultimately, to filtration and accident in the well or to the production of large amounts of hydrates and to rock outbursts.
Способ, согласно ограничительной части п. 1, формулы изобретения известен из Европейского патента 0442188. В известном способе доплеровский расходомер временно опускают в скважину или кабельный шпур. Другой каротажный зонд, оборудованный средством генерирования и обнаружения оптоволоконного сигнала, известен из Европейского патента № 0508894.The method, according to the restrictive part of claim 1, of the claims is known from European patent 0442188. In the known method, the Doppler flow meter is temporarily lowered into the well or cable hole. Another logging probe equipped with a means for generating and detecting a fiber optic signal is known from European Patent No. 0508894.
Краткое описание изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Способ, согласно настоящему изобретению, отличается тем, что источник и датчик постоянно установлены в подземной скважине и/или окружающей формации.The method according to the present invention is characterized in that the source and sensor are permanently installed in an underground well and / or surrounding formation.
Подробное описание изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Способ, согласно изобретению, предусматривает средство для контроля потока текучей среды, при этом под текучей средой понимают жидкости, газы или смеси жидкостей и газов из подземной формации. Измерения осуществляют непосредственно в той зоне, где они необходимы. В случае фонтанирующей скважины измерения могут производиться в то время, пока скважина эксплуатируется. Источник тепла или акустический источник помещают на пути потока текучей среды, и датчики, способные обнаружить изменения температуры или акустического сигнала, помещенные вблизи источников, обнаруживают изменения в текучей среде, вызванные источниками.The method according to the invention provides means for controlling the flow of a fluid, wherein a fluid is understood to mean liquids, gases or mixtures of liquids and gases from an underground formation. Measurements are carried out directly in the area where they are needed. In the case of a gushing well, measurements may be taken while the well is in operation. A heat source or acoustic source is placed in the path of the fluid flow, and sensors capable of detecting changes in temperature or acoustic signal located near the sources detect changes in the fluid caused by the sources.
Один из вариантов изобретения предусматривает способ контроля потока текучей среды в подлежащей измерению зоне подземной формации. По меньшей мере один источник помещают внутри формации. Место размещения является относительно постоянным, т.е.One embodiment of the invention provides a method for controlling fluid flow in a subterranean formation zone to be measured. At least one source is placed within the formation. The placement is relatively constant, i.e.
источник установлен и затем остается в зоне измерения. В зону измерения также помещают по меньшей мере один датчик. Каждый датчик должен соседствовать с одним или более источником в достаточной близости с последними для измерения изменений в текучей среде, вызванных источником(ами). Также необходимо предусмотреть по меньшей мере одно средство для передачи данных от датчиков по меньшей мере одному устройству для сбора данных. Устройство для сбора данных может быть подземным, расположенным на поверхности или в воздухе, но оно должно иметь возможность связи с оператором. В настоящем описании имеется в виду, что оператором может быть объект, как например, пункт управления, или человек.the source is installed and then remains in the measurement zone. At least one sensor is also placed in the measurement zone. Each sensor must be adjacent to one or more sources in sufficient proximity to the latter to measure changes in the fluid caused by the source (s). It is also necessary to provide at least one means for transmitting data from sensors to at least one device for collecting data. The data collection device may be underground, located on the surface or in the air, but it must be able to communicate with the operator. In the present description, it is understood that the operator may be an object, such as a control room, or a person.
Источниками могут быть оптические источники, электрические источники тепла, акустические источники или их комбинация. В качестве примера можно назвать термистеры, оптические нагреватели, постоянные нагревательные элементы, электрические кабели, сонары и генераторы колебаний. Поскольку оптимальным является ограничение сужений в формации, предпочтительными датчиками являются оптические волокна, которые достаточно малы для того, чтобы не оказывать влияния на измерения. Оптические волокна также могут действовать в качестве средства для передачи данных, в результате чего могут служить двум целям. Источники и датчики предпочтительно ориентированы перпендикулярно потоку текучей среды.Sources may include optical sources, electrical heat sources, acoustic sources, or a combination thereof. Examples include thermists, optical heaters, permanent heating elements, electrical cables, sonars, and oscillation generators. Since the limitation of narrowing in the formation is optimal, the preferred sensors are optical fibers that are small enough to not affect the measurement. Optical fibers can also act as a means for transmitting data, and as a result can serve two purposes. Sources and sensors are preferably oriented perpendicular to the fluid flow.
Когда подземным образованием является скважина, подлежащая контролю зона течения текучей среды обычно находится внутри буровой скважины, будь она вертикальной, горизонтальной или наклонной. Средством для размещения датчиков и каналов передачи данных без искажений являются полые трубчатые элементы.When the subterranean formation is a borehole, the fluid flow zone to be controlled is typically located inside the borehole, whether it is vertical, horizontal or inclined. A means for accommodating sensors and data channels without distortion are hollow tubular elements.
Способ согласно настоящему изобретению позволяет реализовать хорошо применимую к скважине технологию, известную как М1сго Орйса1 Зепщпд Тес1шо1оду (МО8Т). МО8Т обеспечивает возможность минимизации воспринимающей и считывающей аппаратуры в работающем под водой оборудовании. Существенным является то, что нефтяная и газовая окружающие среды в скважине имеют ограниченную геометрию и неблагоприятные условия температуры и давления. МО8Т способна функционировать в этих условиях благодаря ее способности использовать каналы связи для данных с очень малым диаметром ( оптические волокна), а также датчики, которые могут выдерживать температуры выше 200°С.The method according to the present invention makes it possible to implement a technology well known to the well known as M1go Orys1 Zepschpd Tes1shoodu (MO8T). MO8T provides the ability to minimize the sensing and reading equipment in equipment operating under water. It is significant that the oil and gas environments in the well have limited geometry and adverse temperature and pressure conditions. The MO8T is able to function under these conditions due to its ability to use communication channels for data with a very small diameter (optical fibers), as well as sensors that can withstand temperatures above 200 ° C.
Поскольку источники, датчики и каналы связи для данных постоянно установлены в желательной зоне формации, нет необходимости для внедрения в скважину, как например, при проведении каротажа. Способ может обеспечить постоянную профильную характеристику притока формации на основе реального времени, при этом можно осуществить мониторинг во множестве точек индикации потока вдоль формации.Since the sources, sensors, and communication channels for the data are constantly installed in the desired formation zone, there is no need for penetration into the well, such as during logging. The method can provide a constant profile characteristic of the inflow of the formation on the basis of real time, while it is possible to monitor at many points of flow indication along the formation.
Далее в качестве примера приведено применение источников тепла и температурных датчиков. Ряды электрически или оптически питаемых источников тепла могут быть помещены вдоль оси буровой скважины параллельно рядам температурных датчиков. Источники тепла могут иметь множество форм, включая, но не ограничиваясь ими, одномоментные нагревательные элементы, например, термистеры, оптические нагреватели, или постоянный нагревательный элемент, например, электрический кабель.The following is an example of the use of heat sources and temperature sensors. Rows of electrically or optically fed heat sources may be placed along the axis of the borehole parallel to the rows of temperature sensors. Heat sources can take many forms, including, but not limited to, instantaneous heating elements, for example, thermistors, optical heaters, or a permanent heating element, for example, an electric cable.
Температурными датчиками предпочтительнее, являются одно или множество оптических волокон. Волокна могут быть проложены в скважине с использованием многочисленных средств или в параллельной геометрии. Примером прокладки, которая будет защищать волокна от воздействия водорода, является размещение температурных датчиков и каналов связи для данных в небольших полых элементах, например, в трубах. Система индикации потока образована путем помещения оптических волокон в текущей струе перед нагревателями, после нагревателей, или и перед нагревателями, и после нагревателей. Другие варианты используют оптические волокна и нагреватели, проложенные параллельно друг другу в конфигурации обмотки, когда один элемент окружает другой, а также множестве конфигураций иной геометрии. В предпочтительном варианте источник тепла и температурные датчики размещают перпендикулярно жидкости или текучей среде, текущей в буровой скважине, с тем, чтобы источник тепла нагревал текучую среду, а температурные датчики измеряли температурные изменения в потоке текучей среды, текущем поверх источника тепла. Эта система затем образует серию классических тепловых расходомеров в соответствии со следующим упрощенным уравнением теплового потока = АСр(Т2-Т1), гдеTemperature sensors are preferably one or a plurality of optical fibers. Fibers can be laid in a well using multiple means or in parallel geometry. An example of a gasket that will protect the fibers from hydrogen is the placement of temperature sensors and communication channels for data in small hollow elements, such as pipes. The flow indication system is formed by placing optical fibers in the current stream before the heaters, after the heaters, or both before the heaters and after the heaters. Other options use optical fibers and heaters laid parallel to each other in the configuration of the winding, when one element surrounds the other, as well as many configurations of a different geometry. In a preferred embodiment, the heat source and temperature sensors are placed perpendicular to the fluid or fluid flowing in the borehole so that the heat source heats the fluid and the temperature sensors measure temperature changes in the fluid flow flowing over the heat source. This system then forms a series of classical heat flow meters in accordance with the following simplified heat flow equation = ACp (T2-T1), where
О - переданное тепло (ВТЕ/ч);O - transferred heat (VTE / h);
А - массовый расход текучей среды (жидкости) (фунт/ч);A is the mass flow rate of the fluid (liquid) (lb / h);
ср - удельная теплоемкость текучей среды (жидкости) (ВТЕ/фунт°Е).with p is the specific heat of the fluid (liquid) (BTE / lb ° E).
Точность расходомера зависит от точности данных об удельной теплоемкости текущих жидкостей (текучих сред). Удельная теплоемкость жидкостей (текучих сред) в скважине будет изменяться со временем, текущими давлениями и условиями резервуара (например, образованием в скважине водяного конуса).The accuracy of the flow meter depends on the accuracy of the data on the specific heat of the flowing liquids (fluids). The specific heat of liquids (fluids) in the well will change with time, current pressures and reservoir conditions (for example, the formation of a water cone in the well).
Оптимальная добыча скважины требует, чтобы источник тепла и устройство для измерения температуры были небольшими и не вне5 дренными во внутренний диаметр буровой скважины. Прокладка без внедрения обеспечивает возможность иметь полностью открытую скважину, что дает возможность осуществить методики стимулирования, сдавливания или каротажа посредством комплектования постоянно установленными источниками, датчиками и каналами связи данных.Optimal well production requires that the heat source and temperature measuring device be small and not external to the inside diameter of the borehole. Laying without implementation provides the ability to have a fully open well, which makes it possible to implement stimulation, compression, or logging techniques by acquiring permanently installed sources, sensors, and data communication channels.
Предпочтительными датчиками и/ или каналами связи для данных в настоящем изобретении являются оптические волокна. Оптические волокна представляют собой специальные стеклянные волокна, которые могут иметь множество различных покрытий и которые изготавливают посредством различных способов, воздействуя на их оптические характеристики. Оптические волокна проявляют резкое снижение функциональных возможностей под воздействием водорода, а в потоке подземных вод они легко доступны для носителей водорода. Поэтому волокна должны быть помещены в защитную оболочку. Однако другие характеристики оптических волокон позволяют одному волокну считывать множество изменений вдоль длины волокна, что является явным преимуществом.The preferred sensors and / or communication channels for data in the present invention are optical fibers. Optical fibers are special glass fibers that can have many different coatings and which are made by various methods, affecting their optical characteristics. Optical fibers exhibit a sharp decrease in functionality under the influence of hydrogen, and in the groundwater flow they are easily accessible for hydrogen carriers. Therefore, the fibers must be placed in a protective sheath. However, other characteristics of the optical fibers allow a single fiber to read many changes along the length of the fiber, which is a clear advantage.
Волокна могут применяться в нефтяных и газовых скважинах в сочетании с устройствами ΟρΙίοαΙ Ите Эс1ау ВсГ1сс1отс1гу (ΟΤΌΒ) (обычно упоминается как истинное измерение). Истинное считывание вдоль волокна осуществляется путем применения квантовой электродинамики (ОЕЭ). ОЕЭ относится к области субатомных ( внутриатомных) частиц, как, например, фотонов, электронов и т.д.. В таком применении интерес представляют фотоны, перемещающиеся сквозь очень характерную стеклянную внутриатомную матрицу. Вероятность или вероятностная амплитуда фотона, взаимодействующего с двуокисью кремния внутриатомной структуры, известна для каждого специализированного оптического волокна. Полученное в результате этого обратное рассеяние света как функции тепловых воздействий в стеклянной внутриатомной структуре имеет очень хорошо известную взаимосвязь с абсолютным показателем преломления оптического волокна. Знание мощности и частоты излучения накачки или возбуждения оптического волокна позволяет рассчитать прогнозируемые излучение и частоту, испускаемые или рассеиваемые на заданной длине вдоль оптического волокна.Fibers can be used in oil and gas wells in combination with теρΙίοαΙ Ite Es1au VSG1ss1ots1gu (ΟΤΌΒ) devices (usually referred to as a true measurement). True reading along the fiber is accomplished through the use of quantum electrodynamics (OEE). OEE refers to the field of subatomic (intraatomic) particles, such as, for example, photons, electrons, etc. In this application, photons moving through a very characteristic glass intraatomic matrix are of interest. The probability or probabilistic amplitude of a photon interacting with silicon dioxide of an intra-atomic structure is known for each specialized optical fiber. The resulting backscattering of light as a function of thermal effects in a glass intra-atomic structure has a very well-known relationship with the absolute refractive index of an optical fiber. Knowing the power and frequency of the pump radiation or excitation of the optical fiber allows you to calculate the predicted radiation and frequency emitted or scattered over a given length along the optical fiber.
В способе согласно настоящему изобретению для измерения потока в скважинах используют ΟΤΌΒ и тепловые и/или акустические источники. Можно подвергнуть мониторингу изменения потока со временем, обеспечивая качественные измерения на постоянной основе в реальном времени. Зная используемые стекло и излучение лазера, можно с помощью ΟΤΌΒ измерить мощность обратного рассеяния в соответствии со следующим уравнениемIn the method according to the present invention, ΟΤΌΒ and heat and / or acoustic sources are used to measure well flow. You can monitor flow changes over time, providing quality measurements on an ongoing basis in real time. Knowing the glass and laser radiation used, you can use ΟΤΌΒ to measure the backscattering power in accordance with the following equation
Ры (1) = 1/2 Ро Δ ΐν8 С, ΝΑ2 ехр (I - 2 абх), гдеP s (1) = 1/2 Po Δ ΐν 8 С, ΝΑ 2 exp (I - 2 abh), where
РЬ8 = мощность обратного рассеяния, возвращающегося с расстояния 1;P b8 = backscatter power returning from a distance of 1;
Ро = мощность излучения;P o = radiation power;
Δ1 = ширина хронирующего импульса источника, в единицах времени;Δ1 = width of the timing pulse of the source, in units of time;
V = групповая скорость;V = group velocity;
С, = постоянная обратного рассеяния;C, = backscattering constant;
ΝΑ = численный размер отверстия волокна; и а = суммарные потери на затухание.ΝΑ = numerical size of the fiber hole; and a = total attenuation loss.
С помощью ΟΤΌΒ можно последовательно и с большой воспроизводимостью измерять изменения обратного рассеяния как функции температуры, вызванной волновым импульсом лазерного излучения в оптическом волокне, с помощью С, и аUsing ΟΤΌΒ, one can sequentially and with high reproducibility measure the changes in backscattering as a function of temperature caused by a wave pulse of laser radiation in an optical fiber, using C, and a
С = (аЭот (α.,)· ·Ρ·/ρ.(а..Е иC = (aEot (α.,) · · Ρ · / ρ. (A..E and
а = а · + Рс/РфаД где аг = коэффициент обратного рассеяния Рамана;a = a · + Pc / RfD where a r = Raman backscattering coefficient;
а, = коэффициент обратного рассеяния Рэлея;a, = Rayleigh backscattering coefficient;
( )·Ο = параметр, связанный с сердцевиной волокна;() · Ο = parameter associated with the fiber core;
( )С1 = параметр, связанный с покрытием волокна; и() C1 = parameter associated with fiber coating; and
РС1 / Рсуммарн = номинальная суммарная мощность покрытия, наличие которой обусловлено бесконечно малыми волновыми эффектами.P C1 / P sou marn = nominal total power of the coating, the presence of which is due to infinitesimal wave effects.
Оборудование ΟΤΌΒ включает лазерный источник, оптическое волокно, направленный вариометр связи, соединенный с волокном, оптоэлектронный приемник, оборудование для обработки сигнала и получения данных.Equipment ΟΤΌΒ includes a laser source, optical fiber, a directional communication variometer connected to the fiber, an optoelectronic receiver, equipment for signal processing and data acquisition.
Способ согласно настоящему изобретению обеспечивает возможность выполнения простых операций в направленном вниз шпуре без вмешательства с поверхности, а также возможность контроля в направленном вниз шпуре рабочей характеристики бассейна с использованием сейсмической 4Ό технологии и других технологий. Настоящее изобретение также применимо и к другим процессам, связанным с течением текучих сред (например, к транспортировке по трубопроводам, процессам рафинирования и т. п.).The method according to the present invention provides the ability to perform simple operations in a downward directed borehole without interference from the surface, as well as the ability to control in a downwardly directed borehole the operating characteristics of the pool using 4Ό seismic technology and other technologies. The present invention is also applicable to other processes associated with the flow of fluids (for example, transportation by pipelines, refining processes, etc.).
Claims (6)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US7702398P | 1998-03-06 | 1998-03-06 | |
| PCT/EP1999/001397 WO1999045235A1 (en) | 1998-03-06 | 1999-03-04 | Inflow detection apparatus and system for its use |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200000907A1 EA200000907A1 (en) | 2001-04-23 |
| EA004757B1 true EA004757B1 (en) | 2004-08-26 |
Family
ID=22135652
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200000907A EA004757B1 (en) | 1998-03-06 | 1999-03-04 | Inflow detection apparatus and system for its use |
Country Status (13)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP1060327B1 (en) |
| CN (1) | CN1289788C (en) |
| AU (1) | AU747413B2 (en) |
| BR (1) | BR9908571A (en) |
| CA (1) | CA2321539C (en) |
| DE (1) | DE69914462T2 (en) |
| DK (1) | DK1060327T3 (en) |
| EA (1) | EA004757B1 (en) |
| ID (1) | ID25807A (en) |
| NO (1) | NO317705B1 (en) |
| NZ (1) | NZ506369A (en) |
| OA (1) | OA11483A (en) |
| WO (1) | WO1999045235A1 (en) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6720493B1 (en) | 1994-04-01 | 2004-04-13 | Space Electronics, Inc. | Radiation shielding of integrated circuits and multi-chip modules in ceramic and metal packages |
| US6769805B2 (en) | 1998-08-25 | 2004-08-03 | Sensor Highway Limited | Method of using a heater with a fiber optic string in a wellbore |
| EA200100277A1 (en) * | 1998-08-25 | 2002-06-27 | Сенсор Хайвей Лимитед | METHOD OF USING A HEATER WITH A FIBER OPTICAL STRING IN THE BOTTOM OF THE WELL |
| US6799637B2 (en) | 2000-10-20 | 2004-10-05 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable tubing and method |
| US6789621B2 (en) | 2000-08-03 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent well system and method |
| US7222676B2 (en) | 2000-12-07 | 2007-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Well communication system |
| CN100400495C (en) | 2003-04-09 | 2008-07-09 | 国际壳牌研究有限公司 | Process for the preparation of alkanediol |
| US20040252748A1 (en) | 2003-06-13 | 2004-12-16 | Gleitman Daniel D. | Fiber optic sensing systems and methods |
| BRPI0418076A (en) * | 2003-12-24 | 2007-04-17 | Shell Int Research | method for measuring downhole flow in a well |
| GB2426332B (en) * | 2003-12-24 | 2007-07-11 | Shell Int Research | Method of determining a fluid flow inflow profile of a wellbore |
| US7464588B2 (en) | 2005-10-14 | 2008-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for detecting fluid entering a wellbore |
| US8355873B2 (en) | 2005-11-29 | 2013-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of reservoir characterization and delineation based on observations of displacements at the earth's surface |
| RU2353767C2 (en) * | 2006-02-17 | 2009-04-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of assessment of permeability profile of oil bed |
| DE102008056089A1 (en) * | 2008-11-06 | 2010-07-08 | Siemens Aktiengesellschaft | Method for measuring state variable e.g. temperature, of oil pipeline in offshore-area of oil and gas pumping station, involves using electrically operated measuring devices, and diverging supply energy from electricity provided to pipeline |
| US9167630B2 (en) * | 2011-10-17 | 2015-10-20 | David E. Seitz | Tankless water heater |
| US9151152B2 (en) | 2012-06-20 | 2015-10-06 | Schlumberger Technology Corporation | Thermal optical fluid composition detection |
| US11199086B2 (en) | 2016-09-02 | 2021-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Detecting changes in an environmental condition along a wellbore |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4982383A (en) * | 1988-09-30 | 1991-01-01 | Texaco Inc. | Downhole ultrasonic transit-time flowmetering means and method |
| US4905203A (en) * | 1988-09-30 | 1990-02-27 | Texaco Inc. | Downhole doppler flowmeter |
| FR2675202A1 (en) * | 1991-04-11 | 1992-10-16 | Schlumberger Services Petrol | METHOD FOR LOCALLY DETERMINING THE NATURE OF A PHASE IN A MOVING THREE-PHASE FLUID AND APPLICATION OF THIS METHOD TO DETERMINING FLOW FLOW PARAMETERS. |
| US5208650A (en) * | 1991-09-30 | 1993-05-04 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Thermal dilation fiber optical flow sensor |
| CA2140748C (en) * | 1993-05-21 | 1999-08-10 | Philip K. Schultz | Reduced diameter down-hole instrument cable |
| FR2707697A1 (en) * | 1993-06-30 | 1995-01-20 | Fis | Well wall productivity imaging probe |
-
1999
- 1999-03-04 CN CNB998037389A patent/CN1289788C/en not_active Expired - Fee Related
- 1999-03-04 AU AU30314/99A patent/AU747413B2/en not_active Ceased
- 1999-03-04 ID IDW20001689A patent/ID25807A/en unknown
- 1999-03-04 WO PCT/EP1999/001397 patent/WO1999045235A1/en active IP Right Grant
- 1999-03-04 EP EP99911735A patent/EP1060327B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-03-04 CA CA002321539A patent/CA2321539C/en not_active Expired - Fee Related
- 1999-03-04 EA EA200000907A patent/EA004757B1/en not_active IP Right Cessation
- 1999-03-04 DE DE69914462T patent/DE69914462T2/en not_active Expired - Fee Related
- 1999-03-04 NZ NZ506369A patent/NZ506369A/en unknown
- 1999-03-04 DK DK99911735T patent/DK1060327T3/en active
- 1999-03-04 BR BR9908571-2A patent/BR9908571A/en not_active IP Right Cessation
-
2000
- 2000-09-05 OA OA1200000241A patent/OA11483A/en unknown
- 2000-09-05 NO NO20004434A patent/NO317705B1/en unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR9908571A (en) | 2000-11-21 |
| OA11483A (en) | 2004-05-03 |
| EP1060327B1 (en) | 2004-01-28 |
| EP1060327A1 (en) | 2000-12-20 |
| WO1999045235A1 (en) | 1999-09-10 |
| ID25807A (en) | 2000-11-09 |
| EA200000907A1 (en) | 2001-04-23 |
| AU747413B2 (en) | 2002-05-16 |
| CN1292844A (en) | 2001-04-25 |
| DE69914462T2 (en) | 2004-07-01 |
| NO317705B1 (en) | 2004-12-06 |
| NZ506369A (en) | 2003-01-31 |
| CA2321539C (en) | 2008-02-12 |
| NO20004434D0 (en) | 2000-09-05 |
| AU3031499A (en) | 1999-09-20 |
| DK1060327T3 (en) | 2004-03-15 |
| CA2321539A1 (en) | 1999-09-10 |
| DE69914462D1 (en) | 2004-03-04 |
| CN1289788C (en) | 2006-12-13 |
| NO20004434L (en) | 2000-09-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA004757B1 (en) | Inflow detection apparatus and system for its use | |
| US9003874B2 (en) | Communication through an enclosure of a line | |
| CA2652988C (en) | System, method, and apparatus for downhole submersible pump having fiber optic communications | |
| AU2011281373B2 (en) | Monitoring of objects in conjunction with a subterranean well | |
| Fenta et al. | Fibre optic methods of prospecting: A comprehensive and modern branch of geophysics | |
| US20110088462A1 (en) | Downhole monitoring with distributed acoustic/vibration, strain and/or density sensing | |
| US20110090496A1 (en) | Downhole monitoring with distributed optical density, temperature and/or strain sensing | |
| WO2002057805B1 (en) | Method and system for monitoring smart structures utilizing distributed optical sensors | |
| CA2868325A1 (en) | Thermal optical fluid composition detection | |
| Williams et al. | Distributed temperature sensing (DTS) to characterize the performance of producing oil wells | |
| CN112031743A (en) | Underground fluid identification device and measurement method based on distributed optical fiber sensing technology | |
| US4469451A (en) | Method and apparatus for measuring temperature of an earth formation in the presence of a radio frequency electromagnetic field | |
| Li et al. | Distributed FiberOptic Sensing for Hydraulic-Fracturing Monitoring and Diagnostics | |
| Reinsch | Structural integrity monitoring in a hot geothermal well using fibre optic distributed temperature sensing | |
| EA038447B1 (en) | Downhole fiber optic sensor for continuous temperature monitoring | |
| MXPA00008491A (en) | Inflow detection apparatus and system for its use |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |