NO20120628A1

NO20120628A1 - Downhole Fluid Treatment Tracking Device

Info

Publication number: NO20120628A1
Application number: NO20120628A
Authority: NO
Inventors: Ole Magnar Droenen
Original assignee: Scale Prot As
Priority date: 2012-05-29
Filing date: 2012-05-29
Publication date: 2013-12-02
Also published as: WO2013180574A1

Abstract

Det beskrives en sporingsanordning (26) for behandlingsvæske (28) som injiseres i en struktur (11, 24) som omslutter et borehull (21) i en berggrunn (1) eller et fôringsrør (23) anordnet i borehullet (21), hvor et parti av en fluidledning (22, 25) som strekker seg gjennom strukturen (11, 24), er forsynt med minst to sporstoffbeholdere (261, 262, 263) som er anordnet i avstand fra hverandre og som hver er forsynt med et sporstoff (264'; 264''; 264''') som er forskjellig fra sporstoffet (264'; 264''; 264''') i den andre sporstoffbeholderen/de andre beholderne (261, 262, 263), idet sporstoffene (264', 264'', 264''') er inneholdt i et innkapslingsmateriale (264a) som er oppløsbart i kontakt med behandlingsvæska (28) og uoppløsbart i kontakt med ei formasjonsvæske (29), eller er kjemisk bundet til en bærer (265) og er kjemisk løsgjørbar i kontakt med behandlingsvæska (28). Det beskrives også en framgangsmåte for sporing av forekomst av ei behandlingsvæske (28) som injiseres i en struktur (11, 24).There is disclosed a treatment fluid tracking device (26) injected into a structure (11, 24) enclosing a borehole (21) in a bed (1) or a feeding tube (23) disposed in the borehole (21), a portion of a fluid conduit (22, 25) extending through the structure (11, 24) is provided with at least two spacer containers (261, 262, 263) spaced apart and each provided with a tracer (264) '; 264' '; 264' '') which is different from the tracer (264 '; 264' '; 264' '') in the second tracer container (s) (261, 262, 263), the tracer (264 ') , 264 '', 264 '') are contained in an encapsulating material (264a) which is soluble in contact with treatment fluid (28) and insoluble in contact with a formation fluid (29), or is chemically bonded to a support (265) and is chemically detachable in contact with the treatment fluid (28). There is also described a method for tracking the presence of a treatment fluid (28) injected into a structure (11, 24).

Description

SPORINGSANORDNING FOR NEDIHULLS FLUIDBEHANDLING TRACKING DEVICE FOR DOWNHILL FLUID TREATMENT

Det beskrives en sporingsanordning for behandlingsvæske som injiseres i en struktur som omslutter et borehull i en berggrunn eller et foringsrør anordnet i borehullet. Det beskrives også en framgangsmåte for sporing av forekomst av ei behandlingsvæske som injiseres i en struktur. A tracking device is described for treatment fluid that is injected into a structure that encloses a borehole in a bedrock or a casing arranged in the borehole. A procedure for tracking the occurrence of a treatment liquid that is injected into a structure is also described.

Injeksjon av kjemiske inhibitorer (avleiringshemmende stoffer) i produserende strukturer nær et brønnhull er mye anvendt i gass- og oljeproduksjonsindustrien for å hol-de kontroll med produksjonshemmende avleiring av utfellingsprodukter. Slik brønnbe-handling kan gjerne utføres 2-4 ganger pr. år i brønner som er utsatt for plagsom avleiring. Inhibitorene er i de fleste tilfeller oppløst i vann og pumpes inn i de aktuelle strukturene i et reservoar. Kjemikaliene er tilpasset til å settes av på bergstruktur-overflatene for sakte å avgis til brønnvæsken og dermed hemme avleiring for eksempel i et produksjonsrør med tilhørende nedihullsutstyr. Injection of chemical inhibitors (fouling-inhibiting substances) into producing structures near a wellbore is widely used in the gas and oil production industry to control production-inhibiting fouling of precipitation products. Such well treatment can preferably be carried out 2-4 times per years in wells that are exposed to troublesome deposits. In most cases, the inhibitors are dissolved in water and pumped into the relevant structures in a reservoir. The chemicals are adapted to be deposited on the rock structure surfaces to be slowly released to the well fluid and thus inhibit deposits, for example, in a production pipe with associated downhole equipment.

De produserende, petroleumsførende lagene har en produksjonsrate som er større enn inhibitorinjeksjonsraten. Injeksjonsraten er ofte styrt av pumpekapasiteten til injeksjon ssyste met, eventuelt av begrensninger i brønnen, eksempelvis fraktureringstryk-ket. Når en brønn omfatter flere produksjonssoner med ulike egenskaper, vil den opp-nådde injeksjonsraten kunne oppvise store variasjoner, hvor typisk en sone med stort reservoartrykk mottar en liten inhibitormengde, mens en sone med liten produksjon kan motta store mengder inhibitorer. Dette fenomenet vil kunne opptre både i vertika-le og horisontale brønner. Et eksempel på utstrømming av produksjonsfluider og inn-strømming av behandlingsvæske i ulike soner i en høypermeabel, horisontal brønn er illustrert i tabellen nedenfor: The producing, petroleum-bearing layers have a production rate that is greater than the inhibitor injection rate. The injection rate is often controlled by the pump capacity of the injection system, possibly by limitations in the well, for example the fracturing pressure. When a well comprises several production zones with different characteristics, the achieved injection rate can show large variations, where typically a zone with high reservoir pressure receives a small amount of inhibitor, while a zone with little production can receive large amounts of inhibitors. This phenomenon can occur in both vertical and horizontal wells. An example of the outflow of production fluids and the inflow of treatment fluid in different zones in a highly permeable, horizontal well is illustrated in the table below:

For å unngå mangelfull behandling, benyttes ofte et forhøyet injeksjonstrykk, eventuelt at inhibitorvæskens viskositet endres. Å øke viskositeten har blitt forsøkt med stor grad av suksess i mange tilfeller, men det foreligger en risiko for at strukturene blir skadet. I mange tilfeller er det heller ikke mulig å benytte forhøyet injeksjonstrykk på grunn av begrensninger ved utstyret som benyttes, eller på grunn av bergarten(e)s styrke. Det er derfor ønskelig å forbedre kontrollen med inhibitorbehandlingen, slik at en unngår overdrevet bruk av virkemidler som trykk og viskositet bare for å være på den "sikre" siden. To avoid insufficient treatment, an elevated injection pressure is often used, possibly changing the viscosity of the inhibitor liquid. Increasing the viscosity has been attempted with a large degree of success in many cases, but there is a risk that the structures will be damaged. In many cases, it is also not possible to use elevated injection pressure due to limitations of the equipment used, or due to the strength of the rock(s). It is therefore desirable to improve the control of the inhibitor treatment, so that excessive use of agents such as pressure and viscosity is avoided just to be on the "safe" side.

Oppfinnelsen har til formål å avhjelpe eller å redusere i det minste én av ulempene ved kjent teknikk, eller i det minste å skaffe til veie et nyttig alternativ til kjent teknikk. The purpose of the invention is to remedy or to reduce at least one of the disadvantages of known technology, or at least to provide a useful alternative to known technology.

Formålet oppnås ved trekk som er angitt i nedenstående beskrivelse og i etterfølgende patentkrav. The purpose is achieved by features that are stated in the description below and in subsequent patent claims.

I den grad uttrykkene "oppstrøms" og "nedstrøms" benyttes i den etterfølgende be-skrivelsen og i vedlagte patentkrav, skal disse uttrykkene forstås i forhold til normal-strømningsretning av fluid fra en undergrunnstruktur og til en overflateinstallasjon, selv om en behandling av et parti av et borehull i perioder omfatter fluidstrømning fra overflateinstallasjonen og inn i undergrunnstrukturen. "Oppstrøms" betyr dermed en mer fjerntliggende posisjon enn en "nedstrøms" posisjon sett i forhold til for eksempel overflateinstallasjonen. To the extent that the expressions "upstream" and "downstream" are used in the following description and in the attached patent claims, these expressions shall be understood in relation to the normal flow direction of fluid from an underground structure and to a surface installation, even if a treatment of a lot of a borehole in periods includes fluid flow from the surface installation into the subsurface structure. "Upstream" thus means a more distant position than a "downstream" position seen in relation to, for example, the surface installation.

Oppfinnelsen tilveiebringer et nedihullsarrangement hvor et antall sporstoffbeholdere er forhåndsinstallert i et rør som strekker seg gjennom et parti av et borehull som skal være gjenstand for en behandling. Eksempel på et slikt rør er produksjonsrør eller et forlengningsrør (liner) og/eller filterseksjon(er) (screen(s)) for produksjonsrøret. Beholderne inneholder hver et sporstoff som er forskjellig fra sporstoffet i den andre beholderen/de andre beholderne. Sporstoffene er uoppløselige i formasjonsvæsker, typisk olje eller formasjonsvann, men løses opp og frigis når de kommer i kontakt med ei behandlingsvæske, eksempelvis ei væske som injiseres sammen med en avleirings-inhibitor og er bærer av avleiringsinhibitoren. Sporstoffene kan ha disse egenskapene i seg selv, eller de kan være innkapslet i et materiale som har slike egenskaper, eller de kan være kjemisk bundet til en bærer, idet den kjemiske bindingen opphører bare i The invention provides a downhole arrangement where a number of tracer containers are pre-installed in a pipe extending through a portion of a borehole to be treated. Examples of such a pipe are production pipes or an extension pipe (liner) and/or filter section(s) (screen(s)) for the production pipe. The containers each contain a tracer that is different from the tracer in the other container(s). The tracers are insoluble in formation fluids, typically oil or formation water, but are dissolved and released when they come into contact with a treatment fluid, for example a liquid that is injected together with a scale inhibitor and is a carrier of the scale inhibitor. The tracers may have these properties in themselves, or they may be encapsulated in a material that has such properties, or they may be chemically bound to a carrier, the chemical binding ending only in

kontakt med behandlingsvæska. contact with treatment fluid.

Ved å analysere den væska som strømmer opp av borehullet, eksempelvis væska som produseres av brønnen etter at inhibitorbehandlingen er gjennomført, vil det være mulig å verifisere hvilke deler av borehullet som har blitt tilført behandlingsvæske ved å kartlegge forekomsten av sporstoffer som forekommer i den utstrømmende væska, idet forekomst av behandlingsvæske ved en sporstoffbeholder har resultert i at det aktuelle sporstoffet føres med behandlingsvæska ut av brønnen. Behandlingsvæska som returneres, kan helt eller delvis være blandet med andre væsker, for eksempel formasjonsvæsker som strømmer ut fra en brønn. By analyzing the fluid that flows up from the borehole, for example the fluid produced by the well after the inhibitor treatment has been carried out, it will be possible to verify which parts of the borehole have been supplied with treatment fluid by mapping the presence of trace substances that occur in the flowing fluid , as the presence of treatment fluid near a tracer container has resulted in the relevant tracer being carried out of the well with the treatment fluid. The treatment fluid that is returned may be completely or partially mixed with other fluids, for example formation fluids that flow out from a well.

Arrangementet kan også benyttes til kartlegging av hvordan annen brønnbehandling har blitt gjennomført, foreksempel hvordan en fraktureringsbehandling (innpumping av væske under høyt trykk for oppsprekking av bergstrukturene) har foregått, idet sporstoffene kan være oppløsbare også i kontakt med ei fraktureringsvæske. Et ytter-ligere eksempel på anvendelsesområde er sporing av hvordan innpressing (squeezing) av et tetningsmateriale har utviklet seg, for eksempel ved en tetningsoperasjon av et sementert parti mellom en borehullsvegg og et foringsrør. The event can also be used to map how other well treatment has been carried out, for example how a fracturing treatment (injection of liquid under high pressure to crack the rock structures) has taken place, as the trace substances can be soluble also in contact with a fracturing fluid. A further example of an application area is tracking how the squeezing of a sealing material has developed, for example during a sealing operation of a cemented part between a borehole wall and a casing pipe.

Typisk vil gjenfinning av sporstoff fra en beholder langt nede/ute i en brønn indikere at behandlingen har vært for aggressiv, mens gjenfinning av sporstoff bare fra den beholderen som ligger nærmest brønnhodet, indikerer at behandlingen ikke har nådd kjernesonen i borehullet, i og med at ingen sporstoffer fra dette området er gjenfun-net i væska som strømmer tilbake fra borehullet. Typically, the recovery of tracer from a container far down/out in a well will indicate that the treatment has been too aggressive, while the recovery of tracer only from the container closest to the wellhead indicates that the treatment has not reached the core zone in the borehole, as no trace elements from this area have been recovered in the fluid flowing back from the borehole.

Sporstoffet kan være tilveiebrakt innkapslet i ett eller flere karbonater eller oksider for frigivelse når behandlingsvæske med låg pH bringes i kontakt med sporstoffbeholderen under strømning ut av borehullet. The tracer may be provided encapsulated in one or more carbonates or oxides for release when low pH treatment fluid is brought into contact with the tracer container during flow out of the borehole.

I et første aspekt vedrører oppfinnelsen mer spesifikt en sporingsanordning for behandlingsvæske som injiseres i en struktur som omslutter et borehull i en berggrunn In a first aspect, the invention relates more specifically to a tracking device for treatment fluid that is injected into a structure that encloses a borehole in a bedrock

eller et foringsrør anordnet i borehullet, kjennetegnet ved at et parti av en fluidledning som strekker seg gjennom strukturen, er forsynt med minst to sporstoffbeholdere som er anordnet i avstand fra hverandre og som hver rommer et sporstoff som er forskjellig fra sporstoffet i den andre sporstoffbeholderen/de andre beholderne, idet sporstof- or a casing arranged in the borehole, characterized in that a part of a fluid line that extends through the structure is provided with at least two tracer containers which are arranged at a distance from each other and each of which contains a tracer that is different from the tracer in the other tracer container/ the other containers, since trace

fene er oppløselige i kontakt med behandlingsvæska og uoppløselige i kontakt med ei formasjonsvæske. fins are soluble in contact with the treatment fluid and insoluble in contact with a formation fluid.

Sporstoffene kan være inneholdt i et innkapslingsmateriale som er oppløsbart i kontakt med behandlingsvæska og uoppløsbart i kontakt med formasjonsvæska, eller er kjemisk bundet til en bærer, idet den kjemiske bindingen er upåvirket av formasjonsvæska, og sporstoffene er kjemisk løsgjørbare i kontakt med behandlingsvæska. The tracers can be contained in an encapsulation material that is soluble in contact with the treatment fluid and insoluble in contact with the formation fluid, or is chemically bound to a carrier, the chemical bond being unaffected by the formation fluid, and the tracers are chemically releasable in contact with the treatment fluid.

Minst én sporstoffbeholder kan være lokalisert nedstrøms strukturen som er mål for injiseringen av behandlingsvæska. At least one tracer container can be located downstream of the structure which is the target for the injection of the treatment liquid.

Minst én sporstoffbeholder kan være lokalisert oppstrøms strukturen som er mål for injiseringen av behandlingsvæska. At least one tracer container can be located upstream of the structure which is the target for the injection of the treatment liquid.

Sporstoffbeholderne kan hver være tildannet som en rørseksjon forsynt med ett eller flere rom anordnet på rørseksjonens vegg og stå i fluidkommunikasjon med et fluidløp i rørseksjonen, idet fluidløpet tildanner et parti av en strømningsvei for formasjonsvæska og/eller behandlingsvæska bort fra strukturen. The tracer containers can each be formed as a pipe section provided with one or more rooms arranged on the wall of the pipe section and be in fluid communication with a fluid passage in the pipe section, the fluid passage forming part of a flow path for the formation fluid and/or treatment fluid away from the structure.

Innkapslingsmaterialet som rommer sporstoffene, kan være tildannet av i det minste ett eller flere karbonater, eller i det minste ett eller flere oksider. The encapsulation material that houses the tracers can be made of at least one or more carbonates, or at least one or more oxides.

I et andre aspekt vedrører oppfinnelsen mer spesifikt en framgangsmåte ved sporing av forekomst av ei behandlingsvæske som injiseres i en struktur som omslutter et borehull i en berggrunn eller et foringsrør anordnet i borehullet, kjennetegnet ved at framgangsmåten omfatter følgende trinn: a) å fylle minst to sporstoffbeholdere med et sporstoff, idet sporstoffet i en av sporstoffbeholderne er forskjellig fra sporstoffet i den andre sporstoffbeholderen/de andre beholderne, idet sporstoffene er oppløselige i kontakt med behandlingsvæska og uoppløselige i kontakt med ei formasjonsvæske; b) å anbringe sporstoffbeholderne i avstand fra hverandre i et parti av en fluidledning som strekker seg gjennom strukturen som er mål for injiseringen av behandlingsvæska; c) å la behandlingsvæska komme i kontakt med sporstoffet idet behandlingsvæska strømmer bort fra strukturen; In a second aspect, the invention relates more specifically to a method for tracking the presence of a treatment liquid that is injected into a structure that encloses a borehole in a bedrock or a casing arranged in the borehole, characterized in that the method includes the following steps: a) filling at least two tracer containers with a tracer, the tracer in one of the tracer containers being different from the tracer in the other tracer container/s, the tracers being soluble in contact with the treatment fluid and insoluble in contact with a formation fluid; b) placing the tracer containers spaced apart in a portion of a fluid line extending through the structure which is the target of the injection of the treatment fluid; c) allowing the treatment fluid to contact the tracer as the treatment fluid flows away from the structure;

d) å måle forekomsten av nevnte sporstoffer nedstrøms strukturen; og d) measuring the presence of said tracers downstream of the structure; and

e) å anvende forekomsten av nevnte sporstoffer som indikator for forekomst av e) to use the presence of said trace substances as an indicator of the presence of

behandlingsvæske injisert oppstrøms hver av sporstoffbeholdere. treatment fluid injected upstream of each of the tracer reservoirs.

Sporstoffene kan være inneholdt i et innkapslingsmateriale som er oppløsbart i kon takt med behandlingsvæska og uoppløsbart i kontakt med formasjonsvæska, eller er kjemisk bundet til en bærer, idet den kjemiske bindingen er upåvirket av formasjonsvæska, og sporstoffene er kjemisk løsgjørbar i kontakt med behandlingsvæska. The tracers can be contained in an encapsulation material which is soluble in contact with the treatment fluid and insoluble in contact with the formation fluid, or is chemically bound to a carrier, the chemical bond being unaffected by the formation fluid, and the tracers being chemically releasable in contact with the treatment fluid.

Sporstoffene kan frigjøres ved oppløsning av innkapslingsmaterialet ved anvendelse av pH-regulerende midler i behandlingsvæska. The trace substances can be released by dissolving the encapsulation material using pH-regulating agents in the treatment liquid.

I det etterfølgende beskrives et eksempel på en foretrukket utførelsesform som er anskueliggjort på medfølgende tegninger, hvor: Fig. 1 viser ei prinsippskisse av et undersjøisk borehull som strekker seg horisontalt utover i en struktur, og hvor borehullet er forbundet med en fly-tende overflateinstallasjon via et stigerør; Fig. 2 viser i større målestokk ei prinsippskisse, delvis gjennomskåret, av et parti av en produksjonsbrønn for hydrokarboner, hvor et forlengningsrør er utrustet med en sporingsanordning ifølge oppfinnelsen forsynt med tre sporstoffbeholdere anbrakt i avstand fra hverandre i ei produksjonssone av brønnen; Fig. 3 viser i større målestokk ei perspektivskisse av en rørseksjon forsynt med In what follows, an example of a preferred embodiment is described which is visualized in the accompanying drawings, where: Fig. 1 shows a principle sketch of a subsea borehole that extends horizontally outwards in a structure, and where the borehole is connected to a floating surface installation via a riser; Fig. 2 shows on a larger scale a principle sketch, partially cut through, of a part of a production well for hydrocarbons, where an extension pipe is equipped with a tracking device according to the invention provided with three tracer containers placed at a distance from each other in a production zone of the well; Fig. 3 shows on a larger scale a perspective sketch of a pipe section provided with

en flerdelt sporstoffbeholder; a multipart tracer container;

Fig. 4 viser i større målestokk ei prinsippskisse av et sporstoff innkapslet i et Fig. 4 shows on a larger scale a principle sketch of a tracer substance encapsulated in a

innkapslingsmateriale; og encapsulation material; and

Fig. 4b viser ei prinsippskisse av en sporstoffbærer hvor et sporstoff er kjemisk Fig. 4b shows a schematic diagram of a tracer carrier where a tracer is chemical

bundet til sporstoffbæreren. bound to the tracer carrier.

På figur 1 angir henvisningstallet 1 en undersjøisk berggrunn hvor det er etablert en produksjonsbrønn 2 i et borehull 21 som strekker seg delvis horisontalt gjennom en produserende struktur 11 i berggrunnen. Borehullet 21 er forbundet med en overflateinstallasjon 4 via et i og for seg kjent stigerør 41. I det horisontale partiet av produk-sjonslønnen 2 er det anordnet en sporingsanordning 26 ifølge oppfinnelsen, idet flere sporstoffbeholdere, her vist en første, en andre og en tredje sporstoffbeholder 261, 262, 263, er anbrakt i avstand fra hverandre i produksjonsbrønnens 2 lengderetning. Henvisningstallet 28 indikerer et område hvor det er injisert ei behandlingsvæske i den produserende strukturen 11. In figure 1, the reference number 1 denotes an underwater bedrock where a production well 2 has been established in a borehole 21 which extends partly horizontally through a producing structure 11 in the bedrock. The borehole 21 is connected to a surface installation 4 via a well-known riser 41. In the horizontal part of the production shaft 2, a tracking device 26 according to the invention is arranged, with several tracer containers, here shown a first, a second and a third tracer container 261, 262, 263, are placed at a distance from each other in the longitudinal direction of the production well 2. The reference numeral 28 indicates an area where a treatment liquid has been injected into the producing structure 11.

Det henvises så til figur 2, hvor et parti av produksjonsbrønnen 2 er vist i større detalj. Med unntak av der hvor borehullet 21 strekker seg gjennom den produserende strukturen 11, er borehullet 21 på i og for seg kjent vis foret med foringsrør 23 som delvis er støpt fast til den omkringliggende berggrunnen 1 ved hjelp av sement 24. Både den produserende strukturen 11 og sementen 24 er eksempler på strukturer som i visse situasjoner krever behandling for å bedre produktiviteten, hindre lekkasje etc, for eksempel i form av frakturering (oppsprekking) eller injisering av avleirings-inhibitorer i den produserende strukturen 11, eller innpressing gjennom tildannede åpninger (ikke vist) i foringsrøret 23 av et tetningsmiddel (squeezing) i en sement-struktur 24 som ikke oppviser tilstrekkelig tetthet til å hindre lekkasje i et ringrom 12 mellom berggrunnen 1 og foringsrøret 23. Reference is then made to Figure 2, where part of the production well 2 is shown in greater detail. With the exception of where the borehole 21 extends through the producing structure 11, the borehole 21 is lined in a known manner with casing pipe 23 which is partially cemented to the surrounding bedrock 1 by means of cement 24. Both the producing structure 11 and the cement 24 are examples of structures which in certain situations require treatment to improve productivity, prevent leakage etc., for example in the form of fracturing (cracking) or injection of deposit inhibitors into the producing structure 11, or pressing in through created openings (not shown) in the casing 23 of a sealing agent (squeezing) in a cement structure 24 which does not exhibit sufficient tightness to prevent leakage in an annulus 12 between the bedrock 1 and the casing 23.

Et produksjonsrør 22 tildanner et sammenhengende fluidløp 221 fra produksjonsløn-nen 2 og til overflateinstallasjonen 4, eventuelt til et annet, ikke vist mottaksanlegg. A production pipe 22 forms a continuous fluid flow 221 from the production pay 2 and to the surface installation 4, possibly to another, not shown receiving facility.

Fra et endeparti 231 av foringsrøret 23 strekker et forlengningsrør 25 (liner) seg utover i et uforet parti av produksjonsbrønnen 2. Forlengningsrøret 25 omfatter et fluid-løp 251 som via innløpsåpninger, for eksempel én eller flere filterseksjoner 27 (screen(s)), danner en fluidforbindelse mellom den produserende strukturen 11 og produksjonsrørets 22 fluidløp 221. Forlengningsrøret 25 er forsynt med sporingsanordning 26 som i den viste utførelsen utgjøres av en første, en andre og en tredje sporstoffbeholder 261, 262, 263 anordnet i avstand fra hverandre i forlengningsrørets 25 lengdemessige utstrekning. From an end part 231 of the casing pipe 23, an extension pipe 25 (liner) extends outwards into an unlined part of the production well 2. The extension pipe 25 comprises a fluid run 251 which via inlet openings, for example one or more filter sections 27 (screen(s)), forms a fluid connection between the producing structure 11 and the fluid flow 221 of the production pipe 22. The extension pipe 25 is provided with tracking device 26 which in the shown embodiment consists of a first, a second and a third tracer container 261, 262, 263 arranged at a distance from each other in the extension pipe's 25 longitudinal extent.

Det henvises så til figur 3, hvor en sporstoffbeholder 261 er vist i større detalj. På en rørseksjon 266 (sub) er det anordnet flere sporstoffrom 2662 som rager utover fra en rørseksjonsvegg 2661 og er jevnt fordelt på rørseksjonens 266 omkrets. Hvert sporstoffrom 2662 er forsynt med en fluidkommunikasjonsåpning 2663, her vist som ei spalte i rørseksjonsveggen 2661, slik at det er forbindelse mellom sporstoffrom mene 2662 og et fluidløp 2664 i rørseksjonen 266. Reference is then made to Figure 3, where a tracer container 261 is shown in greater detail. On a pipe section 266 (sub), several tracer spaces 2662 are arranged which project outwards from a pipe section wall 2661 and are evenly distributed on the pipe section 266's circumference. Each tracer space 2662 is provided with a fluid communication opening 2663, shown here as a slot in the pipe section wall 2661, so that there is a connection between the tracer space 2662 and a fluid passage 2664 in the pipe section 266.

Fluidløpene 221, 251, 2664 tildanner en strømningsvei 3 (se figur 2) for formasjonsvæsker 29 som produseres i produksjonsbrønnen 2, eventuelt formasjonsvæskene 29 blandet med nevnte behandlingsvæske 28 når denne i større eller mindre konsentra-sjon returnerer fra den behandlede strukturen 11, 24. The fluid passages 221, 251, 2664 form a flow path 3 (see figure 2) for formation fluids 29 which are produced in the production well 2, possibly the formation fluids 29 mixed with said treatment fluid 28 when this in greater or lesser concentration returns from the treated structure 11, 24.

Den første sporstoffbeholderen 261 rommer et sporstoff 264' som er forskjellig fra et andre sporstoff 264" som rommes av den andre sporstoffbeholderen 262, og den tredje sporstoffbeholderen 263 rommer et tredje sporstoff 264"' som er forskjellig fra det første og det andre sporstoffet 264', 264". Sporstoffene 264', 264", 264"' er fortrinns-vis fordelt på alle sporstoffrom me ne 2662 i de respektive sporstoffbeholderne 261, 262, 263. The first tracer container 261 contains a tracer 264' that is different from a second tracer 264" that is contained by the second tracer container 262, and the third tracer container 263 contains a third tracer 264"' that is different from the first and second tracer 264' , 264". The tracers 264', 264", 264"' are preferably distributed over all tracer compartments 2662 in the respective tracer containers 261, 262, 263.

I en utførelse (se figur 4a) er sporstoffet, her vist som det første sporstoffet 264', innkapslet i et innkapslingsmateriale 264a som er uoppløsbart i kontakt med formasjonsvæska 29, typisk olje eller vann, men kan løses opp av behandlingsvæska 28 når denne oppviser bestemte egenskaper. Innkapslingsmaterialet 264a kan for eksempel være et karbonat som løses opp når det utsettes for et miljø med en spesiell surhets-grad. In one embodiment (see figure 4a), the tracer, shown here as the first tracer 264', is encapsulated in an encapsulation material 264a which is insoluble in contact with the formation fluid 29, typically oil or water, but can be dissolved by the treatment fluid 28 when this exhibits certain properties. The encapsulation material 264a can, for example, be a carbonate which dissolves when it is exposed to an environment with a particular degree of acidity.

I en annen utførelse (se figur 4b) er sporstoffet, her vist som det første sporstoffet 264', kjemisk bundet til en bærer 265. Den kjemiske bindingen påvirkes ikke av bære-rens kontakt med formasjonsvæska 29, men av behandlingsvæska 28 når denne oppviser visse kjemiske egenskaper. In another embodiment (see Figure 4b), the tracer, here shown as the first tracer 264', is chemically bound to a carrier 265. The chemical bond is not affected by the carrier's contact with the formation fluid 29, but by the treatment fluid 28 when this exhibits certain chemical properties.

Når den strukturen 11, 24 som skal behandles, tilføres behandlingsvæske 28 gjennom dertil egnede midler (ikke vist), vil restmengdene av behandlingsvæska 28 strømme tilbake fra strukturen 11, 24, for eksempel sammenblandet med formasjonsvæska 29. Dersom injiseringen av behandlingsvæska 28 var for lite omfattende, for eksempel ved at den bare blei injisert i området omkring den første sporstoffbeholderen 261, vil tilbakestrømningen av behandlingsvæske 28 bare ta med seg det første sporstoffet 264'. Tilsvarende vil en mer omfattende injisering som også omfatter området omkring den andre sporstoffbeholderen 262, resultere i tilbakestrømning av behandlingsvæske 28 via både den første og den andre sporstoffbeholderen 261, 262 som dermed avgir det første, henholdsvis det andre sporstoffet 264', 264". Endelig vi en enda mer omfattende injisering, typisk en mer omfattende injisering enn tiltenkt, resultere i at behandlingsvæske 28 også strømmer tilbake gjennom den tredje sporstoffbeholderen 263, og den tilbakestrømmende behandlingsvæska 28 vil bringe med seg alle typene sporstoffer, 264', 264", 264"'. When the structure 11, 24 to be treated is supplied with treatment fluid 28 through suitable means (not shown), residual amounts of treatment fluid 28 will flow back from the structure 11, 24, for example mixed with formation fluid 29. If the injection of treatment fluid 28 was too little comprehensively, for example in that it was only injected in the area around the first tracer container 261, the backflow of treatment liquid 28 will only take the first tracer 264' with it. Correspondingly, a more extensive injection which also includes the area around the second tracer container 262 will result in a backflow of treatment liquid 28 via both the first and the second tracer container 261, 262 which thus emits the first and second tracer 264', 264". Finally we an even more extensive injection, typically a more extensive injection than intended, result in treatment fluid 28 also flowing back through the third tracer container 263, and the backflowing treatment fluid 28 will bring with it all types of tracers, 264', 264", 264" '.

Ved analyse av forekomsten av sporstoffer 264', 264", 264"', typisk basert på prøve-taking av den blandingen av formasjonsvæske 29 og behandlingsvæske 28 som mot-tas på overflateinstallasjonen 4, eventuelt på en annen egnet lokasjon, får en operatør en god indikasjon på hvordan behandlingen av strukturen 11, 24 har vært gjennom-ført. When analyzing the presence of trace substances 264', 264", 264"', typically based on sampling the mixture of formation fluid 29 and treatment fluid 28 which is received at the surface installation 4, possibly at another suitable location, an operator gets a good indication of how the treatment of the structure 11, 24 has been carried out.

Claims

1. Tracking device (26) for treatment fluid (28) which is injected into a structure (11, 24) which encloses a borehole (21) in a bedrock (1) or a casing pipe (23) arranged in the borehole (21), characterized in that a part of a fluid line (22, 25) which extends through the structure (11, 24) is provided with at least two tracer containers (261, 262, 263) which are arranged at a distance from each other and each of which is provided with a tracer (264 '; 264"; 264"') which is different from the tracer (264'; 264"; 264"') in the other tracer keep clean/the other containers (261, 262, 263), as the tracers (264'; 264 "; 264"') are soluble in contact with the treatment fluid (28) and insoluble in contact with a formation fluid (29).

2. Tracking device (242) according to claim 1, where the tracers (264', 264", 264"') are contained in an encapsulation material (264a) which is soluble in contact with the treatment fluid (28) and insoluble in contact with the formation fluid ( 29), or is chemically bound to a carrier (265), the chemical bond being unaffected by the formation fluid (29), and the tracers (264', 264", 264"') are chemically releasable in contact with the treatment fluid (28).

3. Tracking device (242) according to claim 1, where at least one tracer container (264') is located downstream of the structure (11, 24) which is the target for the injection of the treatment liquid (28).

4. Tracking device (242) according to claim 1, where at least one tracer container (264"') is located upstream of the structure (11, 24) which is the target for the injection of the treatment liquid (28).

5. Tracking device (242) according to claim 1, where the tracer containers (261, 262, 263) are each formed as a pipe section (251) provided with one or more rooms (2662) arranged on the wall (2511) of the pipe section (251) and is in fluid communication with a fluid flow (2664) in the pipe section (266), the fluid flow (2664) forming part of a flow path (3) for the formation fluid (29) and/or treatment fluid (28) away from the structure (11, 24).

6. Tracking device (242) according to claim 2, where the encapsulation material (264a) which accommodates the tracking substances (264', 264", 264"'), is made of at least one or more carbonates, or at least one or more oxides.

7. Procedure for tracking the presence of a treatment fluid (28) that is injected into a structure (11, 24) that encloses a borehole (21) in a bedrock (1) or a casing pipe (23) arranged in the borehole (21), characterized whereby the method comprises the following steps: a) filling at least two tracer containers (261, 262, 263) with a tracer (264'; 264"; 264"'), the tracer (264'; 264"; 264"') in each of the tracer containers (261, 262, 263) is different from the tracer (264'; 264"; 264"') in the other tracer container(s) (261, 262, 263), as the tracer (264'; 264" ; 264"') are soluble in contact with the treatment fluid (28) and insoluble in contact with a formation fluid (29); b) placing the tracer containers (261, 262, 263) at a distance from each other in a part of a fluid line (22, 25) extending through the structure (11, 24) which is the target of the injection of the treatment liquid (28); c) allowing the treatment fluid (28) to contact the tracer (264'; 264"; 264"') as the treatment fluid (28) flows away from the structure (11, 24); d) measuring the presence of said tracers (264'; 264"; 264"') downstream the structure (11, 24); and e) using the presence of said tracers (264'; 264"; 264"') as an indicator of the presence of treatment liquid (28) injected upstream of each of the tracer containers (261, 262, 263).

8. Method according to claim 8; where the tracers (264', 264", 264"') are contained in an encapsulation material (264a) which is soluble in contact with the processing fluid (28) and insoluble in contact with the formation fluid (29), or is chemically bound to a carrier (265 ), as the chemical bond is unaffected by the formation fluid (29), and the tracers (264', 264", 264"') are chemically releasable in contact with the treatment fluid (28).

9. Method according to claim 9; where the tracers (264', 264", 264"') are released by dissolving the encapsulation material (264a) using pH-regulating agents in the treatment liquid (28).