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

 

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

Изобретение относится к способу и устройству для получения данных и предназначается для применения в скважине, добывающей углеводородное сырье. Более конкретно, предлагаемые способ и устройство предназначаются для регулирования эксплуатационных параметров в скважине, добывающей углеводородное сырье, и для того, чтобы сделать возможным диагнозирования в случае происшествия.

Для выполнения функций регулирования и диагностики в скважине, добывающей углеводородное сырье, которая находится в эксплуатации, требуется получить определенное количество данных, главным образом физических данных. Данные относятся в основном к многофазной жидкости, текущей вдоль скважины (дебит соотношения различных фаз, температура, давление и пр.). Данные могут также касаться определенных характеристик, относящихся непосредственно к скважине (овализация, отклонения и пр.).

В зависимости от типа устройства, которое используется, информация, собранная в нижней части ствола скважины, может передаваться на поверхность или в текущее время, или в отсроченной форме. В текущее время передача может осуществляться посредством телеметрической системы с помощью кабеля, на котором устройство подвешивается. При отсроченной передаче информация, собранная в нижней части скважины, регистрируется устройством и считывается, лишь когда устройство поднимается на поверхность.

Независимо от способа, которым данные, полученные в нижней части ствола скважины, используются (в текущее время или в отсроченной форме), существующее устройство для получения данных изготавливается всегда из большого количества модулей, которые располагаются непрерывно. В частности, измерение скорости или расхода жидкости всегда совершается в модуле, который отличается от модуля, который служит для регистрации соотношений различных фаз, присутствующих в жидкости, когда такая регистрация производится. Более определенно, измерение скорости или дебита обычно производится в нижних модулях устройства, тогда как соотношения различных фаз жидкости определяются, если они вообще определяются, в модуле, расположенном значительно выше. Это стандартное расположение устройства для получения данных, которое используется в скважинах, добывающих углеводородное сырье, иллюстрируется, в частности, в документе ЕР-А-0733780 (фиг.7).

В существующих устройствах это увеличение количества модулей, которые взаимно совмещаются для проведения регулирования и установления диагноза в случае аномалий в скважине, создает различные проблемы.

Во-первых, тот факт, что данные получаются на существенно различных уровнях в скважине, означает, что интерпретация данных может приводить к ошибкам и неточностям.

Кроме того, когда является желательным получить большое количество данных, вышеуказанная организация приводит к созданию устройства, которое является очень длинным, тяжелым и дорогим. Длина и вес делают управление устройством на поверхности намного более сложным. Кроме того, после того как устройство поднято, оно должно быть перемещено на поверхность с помощью декомпрессионного зажимного приспособления, и стоимость такого зажимного приспособления возрастает с увеличением длины.

Целью изобретения является сделать возможным получение данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, при уменьшенной высоте подъема.

Следующей целью изобретения является сделать возможным получение данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, при более низкой стоимости, чем при стандартных технологиях.

Другой целью изобретения является облегчение интерпретации данных, которые получены, и уменьшение риска ошибки и неопределенности.

Согласно изобретению способ получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, включает стадии размещения в скважине устройства для получения данных, имеющего центрирующие средства, по меньшей мере, один локальный датчик и средства измерения скорости потока, стадию обеспечения протекания многофазной жидкости в центральной области скважины, стадию управления центрирующими средствами для центрирования средств измерения скорости потока в центральной области скважины и расположения, по меньшей мере, одного локального датчика на том же уровне, что и средства измерения скорости потока, измерения скорости многофазной жидкости, протекающей по скважине, определения посредством локального датчика, соотношения жидких фаз, присутствующих в многофазной жидкости.

Традиционно термин "локальная область" обозначает любую область или трехразмерную зону, соответствующую участку или части поперечного сечения потока скважины. Также термин "в основном тот же уровень" обозначает, что уровни, на которых измеряется дебит жидкости и на которых определяются соотношения фаз в жидкости, могут быть идентичными или слабо отличаться. Если они слабо отличаются, различие между уровнями намного меньше, чем различие, которое могло существовать, если бы две операции производились на разных модулях, где каждый смонтирован отдельно от другого. Так как дебит измеряется и соотношения фаз жидкости определяются в основном на тех же самых уровнях, данные, полученные таким путем, могут интерпретироваться более надежно и точно, чем это возможно способами существующего уровня техники. Кроме того, уменьшение в результате этого длины соответствующего устройства упрощает маневрирование и снижает стоимость, в особенности при уменьшении длины, требуемой для декомпрессионного зажимного приспособления.

В предпочтительном варианте изобретения соотношения присутствующих жидких фаз определяют в множестве локальных областей, окружающих центральную область. Указанные локальные области могут быть равномерно распределены вокруг центральной области и расположены в основном на одинаковых расстояниях от нее.

Предпочтительно дебит скважины определяют в ее поперечном сечении путем измерения скорости жидкости в центральной области и путем измерения диаметра скважины в основном на уровне каждой локальной области. Соотношения присутствующих жидких фаз предпочтительно определяют в четырех локальных областях, распределенных с 90^o интервалами относительно друг друга вокруг центральной области, и диаметр скважины определяют в двух ортогональных направлениях, каждое из которых проходит в основном через две локальные области.

Предпочтительно определяют условное вертикальное направление, в основном пересекающее ось скважины, когда скважина отклоняется.

В дополнительном варианте способа дебит многофазной жидкости измеряют в центральной области поперечного сечения потока, и имеется стадия определения соотношений фаз жидкости в множестве локальных областей, расположенных на том же уровне, как и центральная область, и под углом распределенных вокруг нее.

Еще один вариант способа включает этап измерения электрической проводимости жидкости в множестве областей, расположенных на том же уровне, что и центральная область, и под углом распределенных вокруг нее.

Устройство для получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, содержит средства измерения скорости в поперечном сечении потока для измерения скорости многофазной жидкости, протекающей по скважине в ее центральной области, центрирующие средства для автоматического удерживания средств измерения скорости в центральной области скважины и, по крайней мере, один локальный датчик, обеспечивающий измерение соотношений фаз жидкости, в которую он погружен, расположенный на центрирующих средствах, при этом средства измерения скорости и локальные датчики расположены на одном и том же уровне.

В предпочтительном варианте изобретения локальные датчики равномерно распределены вокруг средств измерения скорости и расположены в основном на одинаковых расстояниях от указанных средств.

Средства центрирования включают, по крайней мере, три кронштейна в виде шарнирных V-образных соединений, верхний конец каждого из которых закреплен с возможностью осевого вращения на центральном остове, поддерживающем средства измерения скорости между сочлененными кронштейнами, и нижний конец каждого из которых шарнирно связан с подвижной нижней торцевой частью, упругие средства, которые вставлены между центральным остовом и каждым из сочлененных кронштейнов с тем, чтобы прижимать кронштейны к стенкам скважины, при этом каждый из сочлененных кронштейнов выполнен с возможностью поддержания одного из локальных датчиков на уровне средств измерения скорости. Предпочтительно средства центрирования содержат четыре кронштейна, расположенные с 90^o интервалами относительно друг друга вокруг продольной оси центрального остова.

Средства измерения скорости потока содержат средства для измерения диаметра скважины между каждыми диаметрально противоположными парами кронштейнов вблизи продольной оси. Средства для измерения диаметра скважины могут включать два дифференциальных трансформатора, поддерживаемых центральным остовом.

Устройство может включать средства, размещенные в центральном остове, выполненные с возможностью определения условного вертикального направления, в основном пересекающего продольную ось центрального остова, когда скважина отклоняется. Указанные средства для определения условного вертикального направления могут включать потенциометр, имеющий балансир.

Другой вариант устройства содержит средства для измерения скорости многофазной жидкости, протекающей по скважине, средства центрирования для автоматического удерживания средств измерения скорости в центральной области скважины и множество локальных датчиков, установленных вокруг средств измерения скорости и поддерживаемых средствами центрирования и выполненных чувствительными к соотношениям жидких фаз.

Еще один вариант устройства содержит средства для измерения скорости многофазной жидкости, протекающей по скважине, средства центрирования для автоматического удерживания средств измерения скорости в центральной области скважины и множество локальных датчиков проводимости, установленных вокруг средств измерения скорости и поддерживаемых средствами центрирования, и выполненных чувствительными к соотношениям жидких фаз.

Предпочтительный вариант описывается ниже с помощью не ограничивающего примера и со ссылкой на сопровождающие чертежи, в которых: фиг. 1 является перспективным видом, показывающим устройство для получения данных изобретения, которое помещено в скважину, добывающую углеводородное сырье; фиг. 2 является перспективным видом крупного масштаба, показывающим среднюю часть устройства фиг.1, в котором измеряется дебит; фиг. 3 является перспективным видом крупного масштаба, показывающим верхнюю часть устройства фиг.1 до того, как установлены на место предохранительный колпак и трубчатый кожух.

На фиг. 1, позиция 10 показывает часть скважины, добывающей углеводородное сырье, в состоянии эксплуатации. Эта часть обеспечивается перфорацией 11, через которую поступает жидкость из месторождения в скважину, и это показано в вертикальном разрезе с тем, чтобы отчетливо видеть нижнюю часть устройства 12 для получения данных, изготовленного в соответствии с изобретением.

Предлагаемое устройство 12 для получения данных подвешивается с поверхности внутри скважины 10 с помощью кабельного средства (не показано). Данные, полученные в устройстве 12, передаются в текущее время на поверхность, с помощью телеметрии, через кабель.

Верхняя часть устройства 12 для получения данных, которая не является частью изобретения, включает определенное число датчиков, таких как датчики давления и датчики температуры. Она также включает телеметрическую систему.

Нижняя часть устройства 12 для получения данных, в которой расположено предлагаемое изобретение, описана ниже со ссылкой на фиг. 1-3.

Как показано на чертежах, устройство 12 включает трубчатый кожух 14, ось которого располагается так, чтобы приблизительно соответствовать оси скважины 10. Когда устройство находится в действующем состоянии, трубчатый кожух 14 является закрытым в каждом из его концов герметичной пробкой.

На фиг. 3, которая показывает верхнюю часть фиг.1, когда устройство частично разобрано, чтобы показать в нем определенные составные элементы, трубный кожух 14 сдвинут вверх, и его нижняя пробка обозначена позицией 16. Пробки крепятся к концам кожуха 14, например, с помощью резьбы и уплотнительными кольцами (не показаны) таким образом, чтобы внутреннее пространство, установленное таким образом, изолировалось посредством герметизации от внешней среды. Это внутреннее пространство может, таким образом, сохраняться в состоянии атмосферного давления, независимо от давления в скважине.

Нижняя пробка 16 простирается вниз согласно центральному остову 18, простирающемуся вдоль оси трубчатого кожуха 14 устройства. На своем нижнем конце центральный остов 18 поддерживает средство измерения скорости, представленное вращателем 20, ось которого соответствует оси кожуха 14 и центрального остова 18. Вращатель 20 измеряет скорость жидкости, протекающей вдоль скважины без изменения поперечного сечения потока.

Ось общая для вращателя 20, кожуха 14 и центрального остова 18 является продольной осью устройства. Оно автоматически поддерживается в центральной области скважины 10, т.е. в основном, на ее оси, центрирующими средствами. В вариантном изображении, эти центрирующие средства включают четыре кронштейна 22 в форме шарнирных V-образных соединений, которые распределяются с 90^o интервалами относительно друг друга вблизи продольной оси устройства.

Более определенно и как показано на фиг. 1 и 2, каждый кронштейн 22 включает верхнее звено 24 и нижнее звено 26, которые шарнирно связаны пальцем 28. Палец 28 снабжен маленьким колесиком или роликом 30, с помощью которого соответствующий кронштейн 22 обычно плотно прилегает к стенке скважины 10.

Своим верхним концом каждое из двух звеньев 24 шарнирно связывается с центральным остовом 18 пальцем 32. Как показано, в частности, на фиг.3, все шарнирные пальцы 32 располагаются на одинаковой высоте, на относительно коротком расстоянии под нижней пробкой 16.

Также, и как показано на фиг.1, нижние концы нижних звеньев 26 кронштейнов 22 прикреплены с возможностью осевого вращения к движущейся нижней торцевой части 34, которая образует нижний конец устройства. Более точно, два противоположных нижних звена 26 шарнирно соединяются, практически без люфта, с нижней торцевой частью 34 пальцами 33, в то время как два других нижних звена 26 шарнирно соединяются с той же торцевой частью 34 с помощью пальцев 33, которые свободно скользят в продольных пазах 35, сделанных в торцевой части. Это расположение делает возможным для колесиков или роликов 30 плотно прилегать к стенке скважины 10, даже когда поперечное сечение скважины не является точно круглым.

Как показано, в частности, на фиг. 1 и 2, листовые рессоры 36 вставляются между центральным остовом 18 и каждым из кронштейнов 22 так, чтобы поддерживать кронштейны постоянно разведенными в стороны от центрального остова 18, т.е. прижатыми к стенке скважины 10, когда устройство устанавливают в нее. С этой целью верхние концы листовых рессор 36 прикрепляют к центральному остову 18 близко к шарнирным пальцам 32, в то время как их нижние концы шарнирно прикрепляют к верхним звеньям 24 близко к их шарнирным пальцам 28.

Механизм усиливающих звеньев 38 установлен также между каждым из верхних звеньев 24 и центральным остовом 18 вблизи его нижнего конца, поддерживающего вращатель 20. Более точно, верхний конец каждого усиливающего звена 38 шарнирно крепится к центральной части соответствующего верхнего звена 24 пальцем 40. Кроме того, нижние концы усиливающих звеньев 38 и соответствующие диаметрально противоположные кронштейны 22 шарнирно крепятся с помощью пальцев 42 к двум вмонтированным с возможностью скольжения деталям 44 и 46, которые могут передвигаться независимо друг от друга по центральному остову 18. Подобно шарнирному приспособлению, описанному выше, для нижних звеньев 26 и нижней торцовой части 34, это расположение позволяет колесикам или роликам 30 всех кронштейнов 22 плотно прилегать к стенке скважины 10, даже, если стенка не является точно круглой.

Как показано на фиг. 1, каждый из кронштейнов 22 используется, чтобы нести на себе локальный датчик 48 (один из этих датчиков закрыт кронштейном, который его несет). Более точно, все локальные датчики 48 фиксируются на одинаковом уровне на нижних звеньях 26 кронштейнов 22, и этот уровень выбирается так, чтобы он был в основном таким же, как уровень вращателя 20, используемого для измерения скорости. В варианте, который показан, локальные датчики 48 находятся на уровне немного ниже, чем уровень вращателя 20. Однако различие между этими уровнями намного меньше, чем различие, которое может существовать, если локальные датчики и вращатель будут установлены на разных модулях, расположенных друг за другом.

Благодаря способу, каким они устанавливаются на кронштейнах 22, локальные датчики 48 равномерно располагаются вокруг вращателя 20, используемого для измерения скорости, и они находятся в основном на одинаковых расстояниях от указанного вращателя.

Локальные датчики могут быть представлены любым датчиком, пригодным для определения соотношений жидких фаз, присутствующих в локальной области, окружающей его чувствительную часть. Например, локальные датчики 48 могут быть представлены, в частности, электропроводящими датчиками, подобными описанным в документе ЕР-А-0733780, или оптическими датчиками, как описанные в документе ЕР-А-0809098.

Каждый из локальных датчиков 48 связывается с помощью кабеля 50 с соединительным зажимом 52 (фиг.3), который выступает вниз от нижней поверхности пробки 16. Как можно видеть на фиг. 1, 2, где устройство показано частично разобранным, соединительные зажимы 52 показываются закрытыми предохранительными муфтами. Электронные цепи, связанные с локальными датчиками 48, располагаются внутри трубчатого кожуха, и они соединяются с соединительными зажимами 52 с помощью других кабелей (не показаны).

Чтобы сделать возможным измерение скорости и выявлять направление потока, вращатель 20 конструируют для вращения с валом (не показан), на котором закреплено определенное количество постоянных магнитов (например, шесть постоянных магнитов), на верхнем конце магниты, которые имеют форму цилиндров, вытянутых параллельно оси центрального остова 18. Все эти магниты находятся на одинаковом расстоянии от оси центрального остова 18, и они равномерно распределены вокруг указанной оси. Над этими постоянными магнитами на центральном остове находятся два чувствительных элемента, которые имеют небольшое угловое смещение относительно друг друга и мимо которых движутся магниты. Вал вращателя 20 и магниты располагаются в камере центрального остова 18, давление, в котором такое же, как в скважине. В противоположность этому, чувствительные элементы располагаются в нише, которая изолируется от вышеупомянутой камеры герметичной перегородкой так, чтобы находиться постоянно при атмосферном давлении. Электрические проводники соединяют чувствительные элементы с электрической сетью, размещенной внутри трубчатого кожуха 14. Как показано на фиг. 2, лопасти 54 вращателя 20 размещаются на центральном остове таким образом, чтобы быть способными складываться вниз, когда кронштейны 22 сами будут складываться на центральном остове 18.

С этой целью каждая лопасть 54 вращателя шарнирно крепится в своем основании к центральному остову 18 и работает совместно посредством системы кулачкового распределения (не показана) с кольцом 56, установленным с возможностью легкого скольжения на центральном остове. Пружина 58 вставляется между кольцом 56 и буртиком, образуемым нижним концом центрального остова 18. Пружина 58 обычно поддерживает кольцо 56 в его верхнем положении так, что лопасти 54 вращателя 20 вытянуты радиально, как показано на фиг.1. Когда кронштейны 22 складываются, как показано на фиг.2, по крайней мере, одна из деталей 44 и 46 будет оказывать воздействие на кольцо 56, заставляя его опускаться вниз, преодолевая давление пружины 58. Это направленное вниз движение кольца 56 приводит к тому, что лопасти 54 поворачиваются вниз так, как показано на фиг.2.

В предпочтительном варианте, показанном на фиг.3, в частности, устройство для получения данных включает, кроме того, средства для измерения диаметра, скважины между каждой парой диаметрально противоположных кронштейнов 22 (фиг.2). Вместе со средствами измерения скорости, представленными вращателем 20, эти средства измерения диаметра представляют средства для измерения дебита многофазной жидкости, протекающей вдоль скважины. Средства измерения диаметра включают два трансформатора 55, которые помещаются внутри трубчатого кожуха 14 и поддерживаются нижней пробкой 16, закрепленной на центральном остове 18. Эти трансформаторы 55 являются линейными дифференциальными трансформаторами, и их подвижные нижние части 56 выступают вниз ниже нижней пробки 16 так, чтобы их можно было приводить в движение соответствующими различными парами кронштейнов 22.

Трансформаторы 55 служат, таким образом, для измерения двух взаимно перпендикулярных диаметров скважины 10. Это обеспечивает информацию, связанную с возможной овализацией скважины в зоне, где выполняются измерения, В варианте, показанном на фиг.3, средства, представленные реостатом 59, совмещенным с балансиром 60, также размешаются в трубчатом кожухе с целью определения условного вертикального направления, в основном пересекающего продольную ось устройства 14, когда скважина отклоняется.

Более точно, реостат 59, имеющий балансир 60, размещается в трубчатом кожухе 14 выше трансформатора 55 так, чтобы его ось соответствовала оси кожуха. Как только ось трубчатого кожуха наклоняется из-за того, что скважина, в которой расположено устройство, сама отклоняется, балансир 60 реостата 59 автоматически ориентируется вниз. Сигнал, получаемый реостатом 59, в таком случае зависит от вертикальной ориентации по отношению к центральному остову 14 устройства. Условное вертикальное направление, полученное таким образом, служит, в частности, для определения трехразмерного положения каждого из локальных датчиков 48 и также положения каждого из двух диаметров, измеренных парами кронштейнов 22 и трансформаторов 55. Корреляция может быть получена, таким образом, без затруднений, между различными измерениями, которые проведены.

Как также показано на фиг. 1, 2, 3, зона, окружающая центральный остов 18 между нижней пробкой 16 и шарнирными пальцами 32 верхних звеньев 24, обычно защищается двумя разъемными полуоболочками 62. Эта зона состоит из соединительных зажимов 52 и подвижных частей 56 трансформаторов 55. Как уже упоминалось, она является зоной, давление в которой соответствует давлению в скважине.

Кроме того, балансирный реостат 59 монтируется внутри трубного кожуха 14 с помощью двух разъемных полутруб 64, прикрепленных нижними концами к нижней пробке 16. Трансформаторы 55 располагаются внутри полутруб 64, которые сами располагаются в трубном кожухе 14, когда он герметически крепится к нижней торцевой части 16. Естественно, устройство, описанное выше, может быть модифицировано без выхода за пределы изобретения. Таким образом, реостат 59, служащий для определения условного вертикального направления, может быть исключен или заменен любым эквивалентным устройством. То же самое применимо к трансформаторам 55, которые используются для измерения двух взаимно ортогональных диаметров скважины. Устройство может быть также центрировано в скважине иным способом, например, с помощью механизма, имеющего только три сочлененных кронштейна.

Формула изобретения

1. Способ получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, который включает стадии размещения в скважине устройства для получения данных, имеющего центрирующие средства, по меньшей мере, один локальный датчик и средства измерения скорости потока, обеспечения протекания многофазной жидкости в центральной области скважины, управления центрирующими средствами для центрирования средств измерения скорости потока в центральной области скважины, и расположения, по меньшей мере, одного локального датчика на том же уровне, что и средства измерения скорости потока, измерения скорости многофазной жидкости, протекающей по скважине, определения, посредством локального датчика, соотношения жидких фаз, присутствующих в многофазной жидкости.

2. Способ по п.1, по которому соотношения присутствующих жидких фаз определяют в множестве локальных областей, окружающих центральную область.

3. Способ по п.2, по которому соотношения присутствующих жидких фаз определяют в множестве локальных областей, которые равномерно распределены вокруг центральной области и которые расположены, в основном, на одинаковых расстояниях от нее.

4. Способ по любому из пп.2 и 3, по которому дебит скважины определяют в ее поперечном сечении путем измерения скорости жидкости в центральной области и путем измерения диаметра скважины, в основном, на уровне каждой локальной области.

5. Способ по п.4, по которому соотношения присутствующих жидких фаз определяют в четырех локальных областях, распределенных с 90^o интервалами относительно друг друга вокруг центральной области, и диаметр скважины определяют в двух ортогональных направлениях, каждое из которых проходит, в основном, через две локальные области.

6. Способ по п.1, по которому условное вертикальное направление, в основном, пересекающее ось скважины, также определяют, когда скважина отклоняется.

7. Устройство для получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, содержащее средства измерения скорости в поперечном сечении потока для измерения скорости многофазной жидкости, протекающей по скважине в ее центральной области, центрирующие средства для автоматического удерживания средств измерения скорости в центральной области скважины и, по крайней мере, один локальный датчик, обеспечивающий измерение соотношений фаз жидкости, в которую он погружен, расположенный на центрирующих средствах, при этом средства измерения скорости и локальные датчики расположены на одном и том же уровне.

8. Устройство по п.7, в котором локальные датчики равномерно распределены вокруг средств измерения скорости и расположены, в основном, на одинаковых расстояниях от указанных средств.

9. Устройство по п.8, в котором средства центрирования включают, по крайней мере, три кронштейна в виде шарнирных V-образных соединений, верхний конец каждого из которых закреплен с возможностью осевого вращения на центральном остове, поддерживающем средства измерения скорости между сочлененными кронштейнами, и нижний конец каждого из которых шарнирно связан с подвижной нижней торцевой частью, упругие средства, которые вставлены между центральным остовом и каждым из сочлененных кронштейнов с тем, чтобы прижимать кронштейны к стенкам скважины, при этом каждый из сочлененных кронштейнов выполнен с возможностью поддержания одного из локальных датчиков на уровне средств измерения скорости.

10. Устройство по п.9, в котором средства центрирования содержат четыре кронштейна, расположенные с 90^o интервалами относительно друг друга вокруг продольной оси центрального остова.

11. Устройство по п.10, в котором средства измерения скорости потока содержат средства для измерения диаметра скважины между каждыми диаметрально противоположными парами кронштейнов вблизи продольной оси.

12. Устройство по п.11, в котором средства для измерения диаметра скважины включают два дифференциальных трансформатора, поддерживаемых центральным остовом.

13. Устройство по п.10, в котором средства, размещенные в центральном остове, выполнены с возможностью определения условного вертикального направления, в основном, пересекающего продольную ось центрального остова, когда скважина отклоняется.

14. Устройство по п. 13, в котором средства для определения условного вертикального направления включают потенциометр, имеющий балансир.

15. Способ получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, который включает стадию измерения в центральной области поперечного сечения потока дебита многофазной жидкости, протекающей по скважине, отличающийся тем, что способ включает стадию определения соотношений фаз жидкости в множестве локальных областей, расположенных на том же уровне, как и центральная область, и под углом распределенных вокруг нее.

16. Способ получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, который включает стадию измерения дебита многофазной жидкости в центральной области поперечного сечения потока, которая протекает по скважине, отличающийся тем, что способ включает этап измерения электрической проводимости жидкости в множестве областей, расположенных на том же уровне, что и центральная область, и под углом распределенных вокруг нее.

17. Устройство для получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, содержащее средства для измерения скорости многофазной жидкости, протекающей по скважине, отличающееся тем, что оно содержит средства центрирования для автоматического удерживания средств измерения скорости в центральной области скважины и множество локальных датчиков, установленных вокруг средств измерения скорости и поддерживаемых средствами центрирования и выполненных чувствительными к соотношениям жидких фаз.

18. Устройство для получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье, содержащее средства для измерения скорости многофазной жидкости, протекающей по скважине, отличающееся тем, что оно содержит средства центрирования для автоматического удерживания средств измерения скорости в центральной области скважины и множество локальных датчиков проводимости, установленных вокруг средств измерения скорости и поддерживаемых средствами центрирования и выполненных чувствительными к соотношениям жидких фаз.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3