NO328891B1 - System and method for controlling ± one or more oil and / or gas wells in a geological formation - Google Patents

Description

Den foreliggende oppfinnelsen angår et system og en fremgangsmåte for styring av fluidstrømmer i en olje-og/eller gassbrønn i en geologisk formasjon, hvilken formasjon inneholder et vannholdig område og en grenseflate eller vann-nivå mellom det vannholdige området og et tilgrensende volum olje eller gass. The present invention relates to a system and a method for controlling fluid flows in an oil and/or gas well in a geological formation, which formation contains a water-containing area and an interface or water level between the water-containing area and an adjacent volume of oil or gas .

Ved olje- og gassproduksjon er det et tilbakevendende problem at vann trenger inn i brønnen på forskjellige steder. Vannet blir fraktet til overflaten sammen med hydrokarbonene og må skilles ut ved overflaten. Dette betyr ekstra kostnader for operatøren og representerer dessuten et forurensings-problem, siden det utskilte vannet må renses før det slippes ut i omgivelsene. In oil and gas production, it is a recurring problem that water penetrates into the well in various places. The water is transported to the surface together with the hydrocarbons and must be separated at the surface. This means additional costs for the operator and also represents a pollution problem, since the secreted water must be cleaned before it is released into the environment.

Når vanninnholdet blir for stort må brønnen til slutt avstenges og forlates, selv om enkelte soner i brønnen fremdeles kan innholdet oljeforekomster. Dette blir en avveining mellom kostnadene for utskilling og rensing av vannet, og de mulige inntektene ved utvinning av oljen. Typisk utnyttelsesgrad for oljebrønner er i dag ca 35%, og en økning med noen få prosent vil derfor bety betydelige summer for oljeselskapene. Det er derfor et hovedformål med den foreliggende oppfinnelsen å oppnå en bedre tømming/utnyttelse av reservoarene. When the water content becomes too great, the well must eventually be shut down and abandoned, even though certain zones in the well may still contain oil deposits. This will be a trade-off between the costs of separating and purifying the water, and the possible income from extracting the oil. The typical utilization rate for oil wells is currently around 35%, and an increase of a few percent will therefore mean significant sums for the oil companies. It is therefore a main purpose of the present invention to achieve a better emptying/utilization of the reservoirs.

En rekke teknikker er kjent for å rense vannet ved overflaten, eller eventuelt å skille vann og olje på veien fra formasjonen til overflaten. I US-patentene 4.187.912 og 4.345.647 beskrives for eksempel bruk av en skillekum plassert nede i brønnen, der den oljeførende væsken føres inn i kummen, og hentes ut fra toppen av kummen. Denne fremgangsmåten vil kunne skille ut noen vann og partikler i oljen, men representerer en komplisert og tungvint løsning. A number of techniques are known to clean the water at the surface, or possibly to separate water and oil on the way from the formation to the surface. In the US patents 4,187,912 and 4,345,647, for example, the use of a separation sump placed at the bottom of the well is described, where the oil-carrying liquid is introduced into the sump, and retrieved from the top of the sump. This method will be able to separate out some water and particles in the oil, but represents a complicated and cumbersome solution.

US-patent 4.831.331 beskriver en anordning og fremgangsmåte for å bestemme skillet mellom to materialer med forskjellig dielektriske egenskaper, og spesielt for å bestemme tykkelsen av et hydrokarbonlag på et grunnvannslag. Nevnte US-patent beskriver ikke: én eller flere måleinnretninger i en valgt sone i en brønn for å måle vann-nivået i den aktuelle sonen, US patent 4,831,331 describes a device and method for determining the separation between two materials with different dielectric properties, and in particular for determining the thickness of a hydrocarbon layer on a groundwater layer. Said US patent does not describe: one or more measuring devices in a selected zone in a well to measure the water level in the relevant zone,

én eller flere ventilinnretninger tilordnet produksjonsrørene for regulering av fluidstrømmen, one or more valve devices assigned to the production pipes for regulating the fluid flow,

én eller flere styringsinnretninger tilkoplet hver av ventilene for regulering av disse. one or more control devices connected to each of the valves for regulating them.

US-patent 5.049.037 omhandler en løsning der en bevegelig pumpe brukes for å pumpe opp oljen. Pumpen holdes over vann/olje grenseflaten, og unngår dermed å pumpe vann opp til overflaten. Dette representerer også en komplisert og tungvint teknikk. Dessuten vil den ikke være hensiktsmessige ved bruk i horisontale brønner, der olje/vanngrenseflaten kan være forskjellig langs forskjellige deler av brønnen, og der vann kan inn trenge i brønnen ved forskjellige steder, mellom de oljeproduserende delene av brønnen. US patent 5,049,037 deals with a solution where a movable pump is used to pump up the oil. The pump is kept above the water/oil interface, thus avoiding pumping water up to the surface. This also represents a complicated and cumbersome technique. Moreover, it will not be suitable for use in horizontal wells, where the oil/water interface may be different along different parts of the well, and where water may enter the well at different places, between the oil-producing parts of the well.

Som nevnt kan olje- og gassbrønner penetrere flere oljeførende og ikke-oljeførende geologiske formasjoner, og det vil være unødvendig og kostbart å stenge brønnen fordi en betydelig mengde vann trenger inn i brønnen ved et eller flere områder. Samtidig er det, som nevnt, kostbart å skille og deretter rense vannet fra oljen etter at den er hentet opp til overflaten. I større systemer der produksjonsrørene fra flere brønner føres sammen i en manifold kan det dessuten være fordelaktig å detektere hvilke brønner som produserer, eller er i ferd med å produsere, vann, slik at disse kan avstenges eller justeres individuelt. As mentioned, oil and gas wells can penetrate several oil-bearing and non-oil-bearing geological formations, and it will be unnecessary and expensive to close the well because a significant amount of water penetrates into the well at one or more areas. At the same time, as mentioned, it is expensive to separate and then clean the water from the oil after it has been brought to the surface. In larger systems where the production pipes from several wells are brought together in a manifold, it can also be advantageous to detect which wells are producing, or in the process of producing, water, so that these can be shut off or adjusted individually.

Den foreliggende oppfinnelsen har dermed til hensikt å tilveiebringe en fremgangsmåte og et system for å redusere vannproduksjonen og bedre utnyttelsen i en brønn samtidig som oljeproduksjonen kan opprettholdes. Dette formål er tilveie-brakt ved et system og en fremgangsmåte slik som angitt ovenfor, som er kjennetegnet i henhold til selvstendige kravene. The present invention thus aims to provide a method and a system for reducing water production and improving utilization in a well while maintaining oil production. This purpose is provided by a system and a method as indicated above, which are characterized according to the independent claims.

På denne måten oppnås en mulighet for å optimere olje-og gassproduksjonen i brønner som går gjennom flere geologiske formasjoner med varierende olje/vann-nivå. In this way, an opportunity is achieved to optimize oil and gas production in wells that go through several geological formations with varying oil/water levels.

Oppfinnelsen vil bli nærmere beskrevet nedenfor med henvisning til de vedlagte figurene, som ved hjelp av eksempler illustrerer oppfinnelsen. Figur 1 viser et produksjonsrør plassert i en brønn forsynt med et system i henhold til oppfinnelsen. Figur 2 illustrerer et antatt forløp for grenseflaten The invention will be described in more detail below with reference to the attached figures, which illustrate the invention by means of examples. Figure 1 shows a production pipe placed in a well equipped with a system according to the invention. Figure 2 illustrates an assumed course for the interface

vann/olje i retningen mot en brønn. water/oil in the direction of a well.

Figur 3 illustrerer et mer realistisk forløp. Figure 3 illustrates a more realistic process.

Figur 4 viser en detalj av et horisontalt produksjonsrør. Figur 5 illustrerer skjematisk styringsrutinen for Figure 4 shows a detail of a horizontal production pipe. Figure 5 schematically illustrates the management routine for

ventilene. the valves.

Figur 6 viser et system ifølge oppfinnelsen omfattende to brønner. Figure 6 shows a system according to the invention comprising two wells.

I figur 1 vises et produksjonsrør 1 som penetrerer tre forskjellige formasjoner adskilt av to grenseområder 7 som hindrer eller demper fluidstrømmen mellom formasjonene, som dermed får forskjellige overgangssoner 5 mellom olje, eventuelt gass, og vann, heretter kalt vann-nivået 5. Figure 1 shows a production pipe 1 that penetrates three different formations separated by two boundary areas 7 that prevent or dampen the fluid flow between the formations, which thus get different transition zones 5 between oil, possibly gas, and water, hereafter called the water level 5.

Funksjonelle detaljer, som kabler for kraftforsyning eller dataoverføring, samt eventuelt et foringsrør, er av illustrasjonshensyn utelatt fra figur 1. Functional details, such as cables for power supply or data transmission, as well as possibly a casing, are omitted from figure 1 for illustration reasons.

I hver formasjonssone er det plassert et måleinstrument 2 egnet til å måle avstanden til vann-nivået 5. Dette måleinstrumentet kan være av en rekke forskjellige typer, men i en foretrukket utførelse av oppfinneren anvendes en elektromagnetisk sender og mottaker. Siden vannet i formasjonen vanligvis er forurenset av salter og lignende vil det, i motsetning til det som vanligvis er tilfellet for den omgivende formasjonen inneholdende gass og/eller olje, være elektrisk ledende. Dermed vil en utsendt elektromagnetisk puls bli reflektert av vann-nivået 5. Ved, for eksempel, måling av tidsforsinkelsen for den reflekterte pulsen, kan avstanden til vann-nivået måles. In each formation zone is placed a measuring instrument 2 suitable for measuring the distance to the water level 5. This measuring instrument can be of a number of different types, but in a preferred embodiment of the inventor an electromagnetic transmitter and receiver is used. Since the water in the formation is usually contaminated by salts and the like, it will, in contrast to what is usually the case for the surrounding formation containing gas and/or oil, be electrically conductive. Thus, an emitted electromagnetic pulse will be reflected by the water level 5. By, for example, measuring the time delay for the reflected pulse, the distance to the water level can be measured.

Fortrinnsvis baseres imidlertid måleteknikken på kontinuerlige målinger ved utsendelse av en koherent elektromagnetisk bølge, og analyse av variasjoner i den resulterende stående bølgen mellom vann-nivået og senderen når vann-nivået beveger seg. Bruk av flere frekvenser vil kunne angi avstanden til vann-nivået. Preferably, however, the measurement technique is based on continuous measurements by sending out a coherent electromagnetic wave, and analysis of variations in the resulting standing wave between the water level and the transmitter when the water level moves. Using several frequencies will be able to indicate the distance to the water level.

Måleinstrumentet 2 er fortrinnsvis plassert i direkte kontakt med den geologiske formasjonen. Dersom brønnen omfatter et foringsrør 8 (se figur 2) er måleinstrumentet plassert i et hull i foringsrøret 8, eventuelt utenfor dette, slik at dette ikke påvirker eller demper signalene. The measuring instrument 2 is preferably placed in direct contact with the geological formation. If the well includes a casing 8 (see figure 2), the measuring instrument is placed in a hole in the casing 8, possibly outside it, so that this does not affect or dampen the signals.

Fortrinnsvis er måleinstrumentet innrettet til å måle det reflekterte signalets retning, slik at bevegelses-retningen for vann-nivået 5 kan måles. Dersom måleinstrumentet 2 er basert på utsendelse av elektromagnetiske bølge i radiofrekvensområdet kan dette enkelt oppnås ved bruk av retningsfølsomme antenner. Preferably, the measuring instrument is arranged to measure the direction of the reflected signal, so that the direction of movement of the water level 5 can be measured. If the measuring instrument 2 is based on sending out electromagnetic waves in the radio frequency range, this can easily be achieved by using direction-sensitive antennas.

Som nevnt kan andre i og for seg kjente teknikker for måling av avstanden til vann-nivået også brukes, for eksempel akustiske målinger, bruk av nøytronstråling, magnetiske måleteknikker, eller eventuelt direkte vannkontakt, uten at dette er vesentlig for den foreliggende oppfinnelsen. As mentioned, other per se known techniques for measuring the distance to the water level can also be used, for example acoustic measurements, use of neutron radiation, magnetic measurement techniques, or possibly direct water contact, without this being essential for the present invention.

Når vann-nivået 5 kommer under en viss avstand fra produksjonsrøret 1 stenges en eller flere ventiler 3,6 anordnet i tilknytning til hver geologisk sone. I figuren består ventilene 3,6 av en forskyvbar, sylindrisk hylse som helt eller delvis kan dekke et antall åpninger 6 i produksjonsrøret 1. Styringsmekanismene for hylsen er av illustrasjonshensyn ikke vist, men kan i det vesentlig bestå av kjente komponenter for styring av glidemuffer. When the water level 5 falls below a certain distance from the production pipe 1, one or more valves 3,6 arranged adjacent to each geological zone are closed. In the figure, the valves 3,6 consist of a displaceable, cylindrical sleeve which can fully or partially cover a number of openings 6 in the production pipe 1. The control mechanisms for the sleeve are not shown for illustration purposes, but can essentially consist of known components for controlling sliding sleeves.

Forskjellige andre typer ventiler er også mulig, fortrinnsvis av en type som kan styres fra overflaten eller fra utstyr plassert i brønnen. Various other types of valves are also possible, preferably of a type that can be controlled from the surface or from equipment located in the well.

Plassert ved overgangsområdene 7 mellom formasjonene er det i figuren plassert pakninger 4 som hindrer fluider i å strømme langs brønnen på utsiden av produksjonsrøret 1. Pakningene kan være standard pakninger for bruk i olje- eller gassbrønner. Placed at the transition areas 7 between the formations, gaskets 4 are placed in the figure which prevent fluids from flowing along the well on the outside of the production pipe 1. The gaskets can be standard gaskets for use in oil or gas wells.

Når vann-nivået 5 i en sone nærmer seg ventilen i sonen kan ventilen stenges for å unngå at vann trenger inn i produksjonsrøret 1. Dermed kan produksjonen fra de andre områdene i brønnen fortsette uforstyrret. I en særlig fortrukket utførelse av oppfinnelsen måles avstanden til vann-nivået gjentatte ganger og hastigheten beregnes for å forutsi når vann-nivået når den aktuelle ventilen. Ved å delvis stenge ventilen kan denne hastigheten senkes, og ved individuell styring av de enkelte ventilene kan produksjonen fra de forskjellige områdene i brønnen reguleres slik at vann-nivået 5 når de enkelte ventilene 3,6 samtidig. Dermed oppnås en optimal produksjon av brønnen uten inntrengning av vann. When the water level 5 in a zone approaches the valve in the zone, the valve can be closed to prevent water from entering the production pipe 1. Thus, production from the other areas in the well can continue undisturbed. In a particularly preferred embodiment of the invention, the distance to the water level is measured repeatedly and the speed is calculated to predict when the water level reaches the relevant valve. By partially closing the valve, this speed can be lowered, and by individually controlling the individual valves, the production from the different areas in the well can be regulated so that the water level 5 reaches the individual valves 3,6 at the same time. In this way, optimal production of the well is achieved without the ingress of water.

I figur 1 er produksjonsrøret 1 vist i et område der det har en buet overgang mellom et vertikalt og en horisontalt forløp. Oppfinnelsen er imidlertid særlig fordelaktig i lange horisontale brønner der vann-nivået være forskjellig i forskjellige formasjoner. Typisk vil dessuten de geologiske formasjonene ha en større utstrekning enn den som er illustrert i figuren. I slike tilfeller kan det være aktuelt med flere ventil/måleinstrumentoppstillinger for hver geologisk formasjon, slik som illustrert i figur 2. I figur 2 er vann-nivået 5 varierende langs den horisontale brønnen, noe som kan være på grunn av anisotropier som varierende tetthet i det oljeførende mediet, eller retningsbestemt strømning, for eksempel på grunn av rettede sprekkdannelser i mediet. In Figure 1, the production pipe 1 is shown in an area where it has a curved transition between a vertical and a horizontal course. However, the invention is particularly advantageous in long horizontal wells where the water level is different in different formations. Typically, the geological formations will also have a larger extent than that illustrated in the figure. In such cases, it may be appropriate to have several valve/measuring instrument setups for each geological formation, as illustrated in Figure 2. In Figure 2, the water level 5 is variable along the horizontal well, which may be due to anisotropies such as varying density in the oil-carrying medium, or directional flow, for example due to directed crack formations in the medium.

I figur 2 er dermed brønnen avgrenset i flere soner innen samme geologiske formasjon ved hjelp av paknings-elementer 4, slik at produksjonen fra den aktuelle geologiske formasjonen kan optimeres på samme måte som beskrevet ovenfor. Denne løsningen kan være særlig gunstig dersom brønnen følger en bestemt, oljeførende formasjon. Denne typen formasjoner kan avvike fra et horisontalt forløp, og vil dessuten typisk ha anisotrope ledningsegenskaper for fluider. In Figure 2, the well is thus delimited in several zones within the same geological formation by means of packing elements 4, so that the production from the relevant geological formation can be optimized in the same way as described above. This solution can be particularly beneficial if the well follows a specific, oil-bearing formation. This type of formation can deviate from a horizontal course, and will also typically have anisotropic conduction properties for fluids.

Det optimale i situasjonen vist i figur 2 er dermed at ventilene justeres slik at vann-nivået legges parallelt med brønnen, slik at avstanden til vann-nivået er maksimal lags hele brønnen. The optimum in the situation shown in Figure 2 is therefore that the valves are adjusted so that the water level is placed parallel to the well, so that the distance to the water level is maximum for the entire well.

Beregninger av vann-nivåets bevegelse baseres i utgangspunktet på den antagelsen at bevegelsen er lineær, slik som antydet ved linjen 9 i figur 3, der A er avstanden fra brønnen til vann/oljegrenseflaten 5, og t er tiden. Denne antagelser er imidlertid sjelden korrekt, men vil vanligvis variere avhengig av en rekke forhold i den omgivende formasjonen. I figur 4 vises en situasjon der avstanden avtar raskt, hvilket vil si en økende hastighet mot brønnen, slik som vist ved kurven 10. På grunn av dette vil den aktuelle sonen i brønnen produsere vann på et tidligere tidspunkt enn det som er antatt ved de lineære beregningene, gitt ved kurvene 11 og 12 i figur 4. Dette forløpet vil kunne være betydelig mer komplisert, med mulig økning av avstanden til vann-nivået, og det er derfor fordelaktig med gjentatte eller kontinuerlige målinger av avstanden, og en mer avan-serte beregningsmetoder for på bakgrunn av de målte avstandene å forutsi tidspunktet for når vann/oljegrenseflaten når brønnen, for eksempel ved interpolasjon på bakgrunn av de målte avstandene, korrelasjonsanalyser av bevegelsene ved de forskjellige måleinstrumentene eller andre beregningsmetoder. Calculations of the movement of the water level are basically based on the assumption that the movement is linear, as indicated by line 9 in Figure 3, where A is the distance from the well to the water/oil interface 5, and t is the time. However, this assumption is rarely correct, but will usually vary depending on a number of conditions in the surrounding formation. Figure 4 shows a situation where the distance decreases rapidly, which means an increasing speed towards the well, as shown by curve 10. Because of this, the zone in question in the well will produce water at an earlier time than is assumed by the the linear calculations, given by curves 11 and 12 in Figure 4. This course could be significantly more complicated, with a possible increase in the distance to the water level, and it is therefore advantageous to have repeated or continuous measurements of the distance, and a more advanced specific calculation methods to predict the time when the water/oil interface reaches the well on the basis of the measured distances, for example by interpolation on the basis of the measured distances, correlation analyzes of the movements of the various measuring instruments or other calculation methods.

Beregningen av stengningstidspunktet ved de enkelte ventilene kan fortrinnsvis utføres på bakgrunn av måledata fra samtlige målepunkter langs produksjonsrøret. For ved kombinasjonen av disse å danne et bilde av vann-nivåets bevegelser og strømningsforholdene i den omkringliggende geologiske formasjonen. The calculation of the closing time at the individual valves can preferably be carried out on the basis of measurement data from all measurement points along the production pipe. In order to combine these to form a picture of the water level's movements and the flow conditions in the surrounding geological formation.

I tillegg til de rene beregningene av avstand og bevegelse for vann-nivået kan de innhentede informasjonene anvendes til andre typer beregninger. For eksempel kan bevegelsen av vann-nivået gi indikasjoner om oljeforekornstens størrelse i den aktuelle delen av formasjonen, samt om permeabilitet og andre egenskaper ved formasjonen på bakgrunn av andre kjente parametrer ved brønnen. In addition to the pure calculations of distance and movement for the water level, the obtained information can be used for other types of calculations. For example, the movement of the water level can give indications about the size of the oil fore-grain in the relevant part of the formation, as well as about permeability and other properties of the formation on the basis of other known parameters at the well.

Figur 5 viser skjematisk en mulig beslutningsprosedyre for styring av de enkelte ventilene. Prosedyren omfatter følgende punkter: Figure 5 schematically shows a possible decision procedure for controlling the individual valves. The procedure includes the following points:

21 Oppstart av systemet 21 Starting the system

22 en måling 22 av avstanden til vannkontakt. 22 a measurement 22 of the distance to water contact.

23 Avstanden sammenlignes ved med en valgt grenseverdi. Dersom avstanden ikke er mindre enn grenseverdien 23 The distance is compared with a selected limit value. If the distance is not less than the limit value

utføres målingen 22 på nytt. the measurement 22 is carried out again.

24 Dersom avstanden er mindre enn grenseverdien sendes en alarm til operatøren. 25 Operatøren avgjør om den aktuelle ventilen skal justeres. Dersom avgjørelsen er negativ gjentas 24 If the distance is less than the limit value, an alarm is sent to the operator. 25 The operator decides whether the relevant valve should be adjusted. If the decision is negative, it is repeated

prosedyren fra 22. the procedure from 22.

26 Ventilen justeres og prosedyren gjentas fra 22. Når den aktuelle ventilen stengt kan prosedyren avsluttes, eller overvåkingen av avstanden kan fortsette i tilfelle vann-nivået går tilbake, for eksempel på grunn av lednings-egenskapene i formasjonen. 26 The valve is adjusted and the procedure is repeated from 22. When the relevant valve is closed the procedure can be terminated, or the monitoring of the distance can be continued in case the water level recedes, for example due to the conduction properties of the formation.

Det typiske vil være at trinnene 22 og 23 utføres en rekke ganger, slik at vann-nivåets bevegelse og endringshastighet kan overvåkes. It will typically be that steps 22 and 23 are carried out a number of times, so that the water level's movement and rate of change can be monitored.

Ved bruk av komplekse beregningsmetoder, der vann-nivåets hastighet og endringshastighet tas hensyn til, kan styringsprosedyren gjøres noe annerledes. Operatørens rolle i det ovennevnte eksempelet kan dessuten overtas av en auto-matisk prosedyre på bakgrunn av de ovennevnte beregningene. When using complex calculation methods, where the speed and rate of change of the water level are taken into account, the management procedure can be done somewhat differently. The operator's role in the above-mentioned example can also be taken over by an automatic procedure on the basis of the above-mentioned calculations.

I figur 6 illustreres et mer komplisert system omfattende flere brønner 13 som hver følger forskjellige oljeførende lag 14. Produksjonsrørene i de forskjellige brønnene er koblet til en manifold 15 av en hvilken som helst egnet type, som kan omfatte et eller flere ventiltrær, kraftforsyninger og eventuelt beregningsenhetene som styrer de enkelte ventilene på bakgrunn av de innhentede opplysningene. Fra manifolden 15 fører et stigerør 16 av kjent type oljen/gassen opp til et fartøy eller en plattform 18 ved overflaten 17. Figure 6 illustrates a more complicated system comprising several wells 13, each of which follows different oil-bearing layers 14. The production pipes in the various wells are connected to a manifold 15 of any suitable type, which may include one or more valve trees, power supplies and possibly the calculation units that control the individual valves on the basis of the information obtained. From the manifold 15, a riser 16 of a known type leads the oil/gas up to a vessel or a platform 18 at the surface 17.

I en spesiell utforming av oppfinnelsen kan ventilene for styring av fluidstrømmen være plassert på manifolden, og ikke i selve produksjonsrøret. På den måten kan vannproduksjonen fra de enkelte brønnene kontrolleres, og dermed hindre at vann trenger inn i systemet i sin helhet. I et slikt system kan måleinstrumentene være plassert i de enkelte brønnene 13. In a special design of the invention, the valves for controlling the fluid flow can be located on the manifold, and not in the production pipe itself. In this way, the water production from the individual wells can be controlled, thereby preventing water from entering the system as a whole. In such a system, the measuring instruments can be placed in the individual wells 13.

Kretser for utførelse av beregninger og styrings-funksjoner kan plasseres på forskjellige steder i systemet, uten at dette har noen innvirkning på patentets prinsipielle idé, men vil avhenge av den påkrevde regnekraft, dataover-føringskapasitet og andre utenforliggende egenskaper ved systemet. Anordninger for kraftforsyning, kraft- og signal-overføring og lignende kan være av hvilke som helst tilgjengelige typer, og er ikke vesentlig for oppfinnelsen. Circuits for performing calculations and control functions can be placed in different places in the system, without this having any impact on the principle idea of the patent, but will depend on the required computing power, data transfer capacity and other extraneous characteristics of the system. Devices for power supply, power and signal transmission and the like can be of any available type, and are not essential to the invention.

Selv om oppfinnelsen har særlig har blitt beskrevet med den primære hensikt å unngå vann i den produserte oljen kan det også være gunstig å tillate en viss vanninntrengning for å oppnå optimal produksjon. De enkelte ventilene kan da reguleres slik at denne produksjonen oppnås, avhengig av de lokale forhold i den bestemte situasjonen. Although the invention has particularly been described with the primary purpose of avoiding water in the produced oil, it may also be beneficial to allow a certain amount of water penetration in order to achieve optimal production. The individual valves can then be regulated so that this production is achieved, depending on the local conditions in the specific situation.

Oppfinnelsen er her hovedsakelig beskrevet i forbindelse med oljeproduksjon, men det er åpenbart for en fagmann at den også kan implementeres i forbindelse med gassproduksjon. The invention is mainly described here in connection with oil production, but it is obvious to a person skilled in the art that it can also be implemented in connection with gas production.

Claims (14)

1. System for styring av fluidstrømmer i en eller flere olje- og/eller gassbrønner i en geologisk formasjon, hvilke brønner hver omfatter et produksjonsrør (1), der formasjonen inneholder et vannholdig volum med et øvre vann-nivå (5), karakterisert ved at det omfatter: én eller flere måleinnretninger (2), hver montert i tilknytning til en valgt sone i en brønn for måling av avstanden til vann-nivået (5) i den aktuelle sonen, én eller flere innretninger (3,6) tilordnet produksjons- rørene (1) for regulering av fluidstrømmen fra den omgivende formasjonen til produksjonsrøret (1), én eller flere styringsinnretninger tilkoblet hver av ventilene (3,6) for regulering av disse på bakgrunn av den eller de målte avstandene.1. System for controlling fluid flows in one or more oil and/or gas wells in a geological formation, which wells each comprise a production pipe (1), where the formation contains an aqueous volume with an upper water level (5), characterized by that it includes: one or more measuring devices (2), each mounted in connection to a selected zone in a well for measuring the distance to the water level (5) in the relevant zone, one or more devices (3,6) assigned to production the pipes (1) for regulating the fluid flow from the surrounding formation to the production pipe (1), one or more control devices connected to each of the valves (3,6) for regulation of these on the basis of the measured distance(s). 2. System ifølge krav 1, der én eller flere ventiler (3,6) er montert ved hver måleinnretning for lokalt å styre fluidstrømmen fra formasjonen til produksjonsrøret (1).2. System according to claim 1, where one or more valves (3,6) are mounted at each measuring device to locally control the fluid flow from the formation to the production pipe (1). 3. System ifølge krav 1 eller 2, der måleinnretningene (2) omfatter en elektromagnetisk sender og mottaker innrettet til å måle avstanden mellom måleinnretningen (2) og et elektrisk ledende medium.3. System according to claim 1 or 2, where the measuring devices (2) comprise an electromagnetic transmitter and receiver designed to measure the distance between the measuring device (2) and an electrically conductive medium. 4. System ifølge krav 3, der den elektromagnetiske senderen omfatter en pulsgenerator, og at måleinnretningen (2) er innrettet til å måle tidsforløpet fra emitteringen av en puls til mottak av en refleks av pulsen ved mottakeren.4. System according to claim 3, where the electromagnetic transmitter comprises a pulse generator, and that the measuring device (2) is arranged to measure the time course from the emission of a pulse to the reception of a reflex of the pulse at the receiver. 5. System ifølge krav 3, der den elektromagnetiske senderen emitterer en kontinuerlig, i det vesentlige koherent, elektromagnetisk bølge.5. System according to claim 3, where the electromagnetic transmitter emits a continuous, substantially coherent, electromagnetic wave. 6. System ifølge et av de foregående krav 1-5, der brønnen inneholder et produksjonsrør (1), hvilket produksjonsrør (1) er perforert i hver sone langs i det minste deler av sin lengde, og at ventilene (3,6) er montert på produksjonsrørets (1) ytterside.6. System according to one of the preceding claims 1-5, where the well contains a production pipe (1), which production pipe (1) is perforated in each zone along at least parts of its length, and that the valves (3,6) are mounted on the outside of the production pipe (1). 7. System ifølge krav 6, der ventilene (3,6) omfatter i og for seg kjente, aksialt bevegelige, sylinderformede glidemuffer omsluttende produksjonsrøret, og at styringsinnret-ningene er innrettet til å bevege glidemuffene aksialt for å dekke/avdekke i det minste noen av perforeringene i røret (1).7. System according to claim 6, where the valves (3,6) comprise in and of themselves known, axially movable, cylindrical sliding sleeves enclosing the production pipe, and that the control devices are arranged to move the sliding sleeves axially to cover/uncover at least some of the perforations in the tube (1). 8. Fremgangsmåte for styring av fluidstrømmer i en eller flere olje- og/eller gassbrønner i geologiske formasjoner, hvilke brønner omfatter minst ett produksjonsrør (1) , der formasjonen inneholder et vannholdig område med et øvre vann-nivå (5), karakterisert ved følgende trinn: måling av avstanden fra én eller flere soner i brønnen til vann-nivået i den tilgrensende delen av den omgivende geologiske formasjonen, styring av en eller flere ventiler (3,6) tilknyttet produksjonsrørene (1) på bakgrunn av de målte avstandene for regulering av fluidstrømmen fra formasjonen til produksjonsrørene (1).8. Procedure for controlling fluid flows in one or more oil and/or gas wells in geological formations, which wells include at least one production pipe (1), where the formation contains a water-bearing area with an upper water level (5), characterized by the following steps: measuring the distance from one or more zones in the well to the water level in the adjacent part of the surrounding geological formation, control of one or more valves (3,6) associated the production pipes (1) on the basis of the measured distances for regulating the fluid flow from the formation to the production pipes (1). 9. Fremgangsmåte ifølge krav 8, der avstandene måles ved en eller flere valgte soner i brønnen(e), og at ventilene er plassert ved de samme sonene i produksjonsrørene (1) for å regulere fluidstrømmen fra formasjonen til den aktuelle sonen i produksjonsrøret (1).9. Method according to claim 8, where the distances are measured at one or more selected zones in the well(s), and that the valves are placed at the same zones in the production pipes (1) to regulate the fluid flow from the formation to the relevant zone in the production pipe (1 ). 10. Fremgangsmåte ifølge krav 8 eller 9, der avstanden mellom måleinnretningene og det nevnte vann-nivået (5) måles med valgte intervaller, og at variasjoner i avstandene anvendes for å forutsi stengningstidspunktet for ventilen (3,6) ved den aktuelle sonen i brønnen.10. Method according to claim 8 or 9, where the distance between the measuring devices and the mentioned water level (5) is measured at selected intervals, and that variations in the distances are used to predict the closing time for the valve (3,6) at the relevant zone in the well. 11. Fremgangsmåte ifølge et av kravene krav 8-10, der brønnen omfatter et produksjonsrør (1) som er perforert ved en eller flere soner og som på sin ytterside inkluderer et antall sylindriske, aksialt forskyvbare glidemuffer, og at ventilene stenges ved at glidemuffene skyves over perforeringen i foringsrøret(8).11. Method according to one of the claims claims 8-10, where the well comprises a production pipe (1) which is perforated at one or more zones and which on its outside includes a number of cylindrical, axially displaceable sliding sleeves, and that the valves are closed by pushing the sliding sleeves above the perforation in the casing (8). 12. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 8-11, der de enkelte avstandene måles ved utsendelse og mottak av elektromagnetiske bølger.12. Method according to one of claims 8-11, where the individual distances are measured by sending and receiving electromagnetic waves. 13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, der de elektromagnetiske bølgene emitteres i form av pulser, og at avstanden måles som funksjon av tidsforløpet fra emisjonen av pulsene til mottak av de reflektert pulsene, og forplantningshastigheten gjennom mediet.13. Method according to claim 12, where the electromagnetic waves are emitted in the form of pulses, and that the distance is measured as a function of the time course from the emission of the pulses to the reception of the reflected pulses, and the propagation speed through the medium. 14. Fremgangsmåte ifølge krav 12, der elektromagnetiske bølgene emitteres i form av kontinuerlige, i det vesentlige koherente bølger ved én eller flere frekvenser.14. Method according to claim 12, where the electromagnetic waves are emitted in the form of continuous, essentially coherent waves at one or more frequencies.