NO20140495A1

NO20140495A1 - Method and system for tracer-based determination of fluid inflow volumes to a well production stream from two or more inflow locations along the well

Info

Publication number: NO20140495A1
Application number: NO20140495A
Authority: NO
Inventors: Fridtjof Nyhavn
Original assignee: Resman As
Priority date: 2011-10-28
Filing date: 2014-04-15
Publication date: 2014-06-30
Also published as: NO344984B1

Abstract

En metode for å estimere innstrømningsvolumer (qi) av fluider til en produksjons strøm (F) i en brønn (Wr) med to eller flere innstrømningslokasjoner (3) langs brønnen hvor man anordner tracerkildene (4) med distinkte tracermaterialer (4m) i fluidkommunikasjon med innstrømningssonene (3), hvor hver av tracermaterialene (4m) har godt definert sammenligningsvis kortvarighets frigjøringsdose (Vt4) til fluidene i brønnen, hvor man lar tracerkildene (4) frigjøre tracermaterialet (4m) til nevnte fluider ved et gitt frigjøringstidspunkt (tR) hvor man etter frigjøringsøyeblikket (tR), fortløpende sampler prøver (cl, c2, c3,...) av produksjonsstrømmen (F) topside, hvor man analyserer prøvene (cl, c2, c3,...) for å identifisere typen av tracermaterialer (4m) og konsentrasjon av de identifiserte tracermaterialene (4C) basert på konsentrasjonene (4c, 41c, 42c, 43c), deres prøvetagingssekvens og brønngeometri, sekvens av de separate innstrømningssonene, kalkulere innstrømningsvolumer (qi) fra en transient tracer strømningsmodell ved å bruke kalkulerte innstrømningsvolumer (qi) som parametere for å kontrollere produksjonsstrømning eller for å karakterisere reservoaret.A method for estimating inflow volumes (qi) of fluids to a production stream (F) in a well (Wr) having two or more inflow locations (3) along the well where the tracer sources (4) are arranged with distinct tracer materials (4m) in fluid communication with the inflow zones (3), wherein each of the tracer materials (4m) has well defined comparatively short-duration release dose (Vt4) to the fluids in the well, where the tracer sources (4) release the tracer material (4m) to said fluids at a given release time (tR). after the release moment (tR), continuously samples samples (cl, c2, c3, ...) of the production stream (F) topside, where the samples (cl, c2, c3, ...) are analyzed to identify the type of tracer materials (4m ) and concentration of the identified tracer materials (4C) based on the concentrations (4c, 41c, 42c, 43c), their sampling sequence and well geometry, sequence of the separate inflow zones, calculate inflow volumes (qi) from a transient tracer flow model, using calculated inflow volumes (qi) as parameters to control production flow or to characterize the reservoir.

Description

Kjent teknikk Known technique

Resman her et patent på en spesifikk metode og anordning for å installere en polymerbærer for et kjemisk tracermateriale hvori polymerbæreren er utformet som tynne staver plassert i et hulrom i brønnkompletteringsstrengen på utsiden av den sentrale tubingen. En slik polymerbærer er anordnet for frigjøring av tracermateriale over lang tid og er ikke å foretrekker for bruk i den foreliggende metoden da det er fordelaktig å ha en "rent skudd" frigjørelse av kjemisk tracermateriale. Uansett, erfaringene oppnådd med tracertilbakestrømming fra mer enn 50 brønner med en slik polymerbærer har vært det nødvendige grunnlaget for oppfinnelsen. Resman hereby patents a specific method and device for installing a polymer carrier for a chemical tracer material in which the polymer carrier is designed as thin rods placed in a cavity in the well completion string on the outside of the central tubing. Such a polymer carrier is designed to release tracer material over a long period of time and is not to be preferred for use in the present method as it is advantageous to have a "clean shot" release of chemical tracer material. In any case, the experience gained with tracer flowback from more than 50 wells with such a polymer carrier has been the necessary basis for the invention.

Problemer relatert til kjent teknikk Problems related to prior art

Tracerbærerne illustrert i Fig 4 kan være polymerbærere med langtids frigjøring av tracer materiale. Ringromsfukting er fluider fra ringrommet som ankommer gjennom en skjerm, fukter tracerbæreren, og strømmer til ringromsområdet uten lokal passasje til den sentrale produksjonstubingen. Rørfukting er fluid som kommer gjennom senter røret og bøyer av gjennom en skjerm i røret og ut til et rørstykke omsluttende en tracerbærer og returnerer med tracermateriale tilbake gjennom den interne skjermen til produksjonsrøret. Kombinert fukting kan oppnås ved å benytte et rørstykke med en skjerm for å tillate innstrømning fra ringromsåpningen og også tillate passasje gjennom en skjerm fra og til det sentrale produksjonsrøret, med en tracerbærer anordnet mellom den sentrale rørskjermen og ringromsskjermen. The tracer carriers illustrated in Fig 4 can be polymer carriers with long-term release of tracer material. Annular wetting is fluids from the annulus arriving through a screen, wetting the tracer carrier, and flowing to the annulus area without local passage to the central production tubing. Pipe wetting is fluid that comes through the center pipe and bends off through a screen in the pipe and out to a piece of pipe enclosing a tracer carrier and returns with tracer material back through the internal screen to the production pipe. Combined wetting can be achieved by using a piece of pipe with a screen to allow inflow from the annulus orifice and also allow passage through a screen from and to the central production pipe, with a tracer carrier arranged between the central tube screen and the annulus screen.

I foreliggende oppfinnelse endres nedihulls-tracerfrigjøringsraten, fortrinnsvis i korte pulser, mens strømningsratene er konstant over tid (eller hvor strømningsraten forandres sakte relativt til de korte pulsene av tracerfrigjøring). Mekaniske tracerfrigjøringskammere kan være kilde til dette. Hvis flere kammere frigjør synkront i en brønn vil det være en god situasjon som grunnlag for å ekstrahere en nedihulls strømningsprofil. Dette kan korrespondere til situasjonene i Fig 1.2, med et mekanisk eller på annen måte kontrollertøyeblikkelig frigjorte tracere på et gitt tidspunkt. Dette er vist fordelaktig dersom de ulike innstrømnings sonene har ulike innstrømningstrykk. Derom det forekommer ulike innstrømningstrykk er det ikke gjennomførbart å lage "shots" slik det er illustrert i Fig 1.2 og 1.3 ved å lukke brønnen på grunn av krysstrømninger mellom sonene kan oppstå under nedstenging. In the present invention, the downhole tracer release rate changes, preferably in short pulses, while the flow rates are constant over time (or where the flow rate changes slowly relative to the short pulses of tracer release). Mechanical tracer release chambers can be the source of this. If several chambers release synchronously in a well, it will be a good situation as a basis for extracting a downhole flow profile. This may correspond to the situations in Fig 1.2, with a mechanical or other means of controller instantaneously releasing tracers at a given time. This is shown to be advantageous if the different inflow zones have different inflow pressures. Because different inflow pressures occur, it is not feasible to make "shots" as illustrated in Figs 1.2 and 1.3 by closing the well because cross-flows between the zones can occur during shut-in.

Det kan være 20 til 30 innstrømningssoner i en brønn. Trenden på området er at antallet innstrømningssoner erøkende, og at man kan komme opp i 50 eller flere separate innstrømningssoner. Årsaken tiløkningen i innstrømningssoner er lenger borede produksjonsbrønner og bruk av vanligvis horisontalt borede strekninger i brønnen og utvinning av mer komplekse reservoarer. There can be 20 to 30 inflow zones in a well. The trend in the area is that the number of inflow zones is increasing, and that you can reach 50 or more separate inflow zones. The reason for the increase in inflow zones is longer drilled production wells and the use of generally horizontally drilled sections in the well and extraction of more complex reservoirs.

I henhold til en utførelse av oppfinnelsen kan man benytte en mekanisk frigjorte såkalte tracershots. Grupper av distinkt tracermateriale er frigjort i utvalgte innstrømmingssoner f.eks 4 ulike tracere av gangen avfyrt i hver sin adskilte sone. Så beregner man et bilde av deres relative innstrømningsrate basert på prøvetaking av brønnstrømmen som har oppstått slik det er illustrert i Fig. 1. Total fluks er forventet å bli målt topside. Fortløpende vil det samme sett tracere, eller et annet sett av tracere, bli avfyrt fra en annen posisjon i brønnen på et senere tidspunkt. Dette resulterer i at man kan klare seg med et redusert antall unike tracere enn antallet innstrømningssoner. Man kan benytte tracerfrigjøringsmekanismer som er installert i produksjonssonen f.eks under komplettering av brønnen. Det kan være uhensiktsmessig eller umulig å sette ned tracere når produksjonene har startet, f.eks i undervannsbrønner hvor intervensjon er meget begrenset pga pris og mangel på tilgang. According to one embodiment of the invention, a mechanically released so-called tracer shots can be used. Groups of distinct tracer material are released in selected inflow zones, for example 4 different tracers at a time fired in each separate zone. Then one calculates a picture of their relative inflow rate based on sampling the well flow that has occurred as illustrated in Fig. 1. Total flux is expected to be measured topside. Subsequently, the same set of tracers, or a different set of tracers, will be fired from a different position in the well at a later time. This results in being able to manage with a reduced number of unique tracers than the number of inflow zones. You can use tracer release mechanisms that are installed in the production zone, for example during completion of the well. It may be inappropriate or impossible to set down tracers once production has started, for example in underwater wells where intervention is very limited due to price and lack of access.

En annen fordel ved å benytte mekanisk frigjøring i henhold til oppfinnelsen er at den kan ta til på et ønsket tidspunkt og en ønsket plass i brønnen. Installasjonen av kompletteringen kan ta flere dager. En polymerbærer vil vanligvis begynne å frigjøre tracere umiddelbart i kontakt med brønnfluidene, og tracere vil spres ut langs hele brønnen under kompletteringsinstallasjonen. Another advantage of using mechanical release according to the invention is that it can take place at a desired time and a desired place in the well. The installation of the add-on may take several days. A polymer carrier will usually begin to release tracers immediately upon contact with the well fluids, and tracers will spread throughout the well during the completion installation.

Problemer forbundet med langtids frigjøring i denne sammenhengen Problems associated with long-term release in this context

- ingen skarp puls - no sharp pulse

- lukking av produksjonen nødvendig - closure of production necessary

- kryss strømninger mellom sonene i tilfeller av ikke-steadv- state produksjonsstrøm Kort sammendrag av oppfinnelsen En metode for å estimere innstrømningsvolumer (qi) av fluider til en produksjons strøm (F) i en brønn (Wr) med to eller flere innstrømningslokasjoner (3) langs brønnen -hvor man anordner tracerkildene (4) med distinkte tracermateriale (4m) i en fluidkommunikasjon med innstrømningssonene (3), - hvor hver av tracermaterialene (4m) har godt definert sammenligningsvis kortvarighets frigjørings dose (Vt4) til fluidene i brønnen, - cross flows between the zones in cases of non-steady-state production flow Brief summary of the invention A method for estimating inflow volumes (qi) of fluids to a production flow (F) in a well (Wr) with two or more inflow locations (3) along the well - where one arranges the tracer sources (4) with distinct tracer material (4m) in a fluid communication with the inflow zones (3), - where each of the tracer materials (4m) has a well-defined relatively short-term release dose (Vt4) to the fluids in the well,

- hvor man lar tracerkildene (4) frigjøre tracer materialet - where the tracer sources (4) are allowed to release the tracer material

(4m) til nevnte fluider ved et gitt frigjøringstidspunkt (tR) (4m) to said fluids at a given release time (tR)

-hvor man etter frigjøringsøyeblikket (tR), fortløpende sampler prøver (cl, c2, c3,...) av produksjonsstrømmen (F) topside, - hvor man analyserer prøvene (cl, c2, c3,...) for å identifisere typen av tracermaterialer (4m) og konsentrasjon av de identifiserte tracermaterialene(4C), - basert på konsentrasjonene (4C, 41c, 42c, 43c), deres prøvetagingssekvens og brønngeometri, sekvens av de separate innstrømningssonene, kalkulere innstrømningsvolumer (qi) fra transient tracer strømningsmodell - ved å bruke kalkulert innstrømningsvolumer (qi) som parametere for å kontrollere produksjons strømning eller for å karakterisere reservoaret. Oppfinnelsen er et system for å estimere innstrømningsvolumer (qi) av fluider til en produksjons strøm (F) i en brønn (Wr) med to eller flere innstrømningslokasjoner (3) -hvor hver av tracermaterialene (4m) har predefinerte kortvarighets frigjøringsdose (Vt4) til fluidene i brønnen, -hvor tracerkildene (4) er utstyrt med en timer for å frigjøre tracer materialet (4m) til nevnte fluider ved et gitt frigjøringstidspunkt (tR) - en prøvetakingsanordning for fortløpende sampling av prøver (cl, c2, c3,...).. av produksjonsstrømmen (F) topside etter frigjøringstidspunktet (tR), -et analyseapparat for prøvene (cl, c2, c3,...) for å identifisere typen tracer material (4m) og konsentrasjon av det identifiserte tracer materialet(4C), - en algoritme for å kalkulere innstrømningsvolmene (qi) fra transienttracerstrømingsmodellen basert på en eller flere konsentrasjoner (4C, 41C, 42C, 43C) og deres samplingsrekkefølge og brønngeometrien, rekkefølgen på de adskilte innstrømningssonene, - de kalkulerte innstrømningsvolumene (qi) benyttes som parametere for å regulere produksjonsstrømning eller for å karakterisere reservoaret. -where after the moment of release (tR), samples (cl, c2, c3,...) of the production flow (F) upstream are continuously sampled, - where the samples (cl, c2, c3,...) are analyzed to identify the type of tracer materials (4m) and concentration of the identified tracer materials (4C), - based on the concentrations (4C, 41c, 42c, 43c), their sampling sequence and well geometry, sequence of the separate inflow zones, calculate inflow volumes (qi) from transient tracer flow model - by using calculated inflow volumes (qi) as parameters to control production flow or to characterize the reservoir. The invention is a system for estimating inflow volumes (qi) of fluids to a production stream (F) in a well (Wr) with two or more inflow locations (3) - where each of the tracer materials (4m) has predefined short-term release doses (Vt4) to the fluids in the well, - where the tracer sources (4) are equipped with a timer to release the tracer material (4m) to said fluids at a given release time (tR) - a sampling device for continuous sampling of samples (cl, c2, c3,.. .).. of the production stream (F) topside after the release time (tR), -an analyzer for the samples (cl, c2, c3,...) to identify the type of tracer material (4m) and concentration of the identified tracer material (4C ), - an algorithm to calculate the inflow volumes (qi) from the transient tracer flow model based on one or more concentrations (4C, 41C, 42C, 43C) and their sampling order and the well geometry, the order of the separated inflow zones, - the calculated the inflow volumes (qi) are used as parameters to regulate production flow or to characterize the reservoir.

Fordeler med utførelsene av oppfinnelsen er gitt i de avhengige kravene. Advantages of the embodiments of the invention are provided in the dependent claims.

Fordeler med oppfinnelsen Advantages of the invention

En fordel med oppfinnelsen i forhold til kjent teknikk er at den kjemiske traceren i henhold til oppfinnelsen er frigjort over et kort tidsrom sammenlignet med den karakteristiske tidskonstanten for fysiske størrelser som monitoreres eller de fysiske størrelsene som utforskes under monitoreringsprosessen. Tracerne frigjøres over en kort tidsperiode, vanligvis kortere enn et minutt, og i praksis muligens i omkring 10 sekunder. Tracerne kan fordelaktig frigjøres under en steady state strømning av fluider i brønnen, og dermed medfører oppfinnelsens metode lite forstyrrelser til brønnstrømningen og informasjon kan ekstraheres under relevante driftsrater og forhold. Med dette blir det enklere å forstå detaljer omkring brønnstrømmer slik som å estimere forskjeller mellom ulike innstrømningssoners bidrag til den totale strømmen. Dersom kalkulasjonene av de ulike bidragene til brønnstrømningen avviker fra hva som er et ønsket strømningsmønster i brønnen kan operatørene benytte de kalkulert bidragene fra hver innstrømningssone som en av mange parametere for å bestemme justeringer for å kontrollere brønnen. An advantage of the invention compared to prior art is that the chemical tracer according to the invention is released over a short period of time compared to the characteristic time constant for physical quantities that are monitored or the physical quantities that are explored during the monitoring process. The tracers are released over a short period of time, usually shorter than a minute, and in practice possibly for around 10 seconds. The tracers can advantageously be released during a steady state flow of fluids in the well, and thus the method of the invention causes little disturbance to the well flow and information can be extracted under relevant operating rates and conditions. This makes it easier to understand details about well flows such as estimating differences between different inflow zones' contribution to the total flow. If the calculations of the various contributions to the well flow deviate from what is a desired flow pattern in the well, the operators can use the calculated contributions from each inflow zone as one of many parameters to determine adjustments to control the well.

Figurbeskrivelse Figure description

Utførelser av metoden og anordningen av oppfinnelsen er illustrert i de vedlagte tegninger, hvor Fig. 1 viser en rekke diagrammer for å visualisere hvordan tracerkonsentrasjshots kan introduseres i produksjonsstrømmen og hvordan shottene endres mens de transporteres over reservoarintervallet. Nedstrøms rørsystemet og brønnmønsteret til topside utstyr er ikke vist. Embodiments of the method and device of the invention are illustrated in the attached drawings, where Fig. 1 shows a series of diagrams to visualize how tracer concentration shots can be introduced into the production stream and how the shots change as they are transported across the reservoir interval. The downstream pipe system and well pattern of topside equipment are not shown.

Ni diagrammer er vist, Fig 1-1 til 1-9 og viser teknikken. Hvert diagram er et tidssprang og beskriver hvordan tracershotsen forflyttes etter å ha bygget seg opp som et resultat av et tracershot. Diagrammene representerer en horisontal brønn med fire tracere for normal øyeblikksfrigjørelse, satt inn i posisjonene navnet A, B, C, D. For enkelthetsskyld i disse eksemplene er avstanden mellom hver etterfølgende tracerposisjon langs brønnboringen lik. Nine diagrams are shown, Figs 1-1 to 1-9 and show the technique. Each diagram is a time lapse and describes how the tracershots move after building up as a result of a tracershot. The diagrams represent a horizontal well with four tracers for normal moment release, inserted in the positions named A, B, C, D. For simplicity in these examples, the distance between each successive tracer position along the wellbore is equal.

Tracerfrigjøringsanordningen er eksponert for brønnfluidet enten fra utsiden av kompletteringen eller innsiden, avhengig av bærersystemet. Tracerne frigjøres til fluider ved et gitt frigjøringstidspunkt. Når det frigjøres som illustrert i Fig. 1-2, vil fluidene i umiddelbar nærhet av tracerne bygge opp en høy konsentrasjon av tracere. Slike volumer er referert til som "tracer shot" og starter som regel som et likt volum. The tracer release device is exposed to the well fluid either from the outside of the completion or the inside, depending on the carrier system. The tracers are released into fluids at a given release time. When it is released as illustrated in Fig. 1-2, the fluids in the immediate vicinity of the tracers will build up a high concentration of tracers. Such volumes are referred to as "tracer shots" and usually start as an equal volume.

I Fig. 1-3 har brønninnstrømningen startet og hver vertikal strømningspil i dette eksemplet representerer en gitt strømning for eksempel 1000 bopd (fat olje pr dag). In Fig. 1-3, well inflow has started and each vertical flow arrow in this example represents a given flow, for example 1000 bopd (barrels of oil per day).

Som vist, er innstrømningen fra sonene mellom tracer C og D tre ganger høyere enn innstrømningen mellom sone A og B. As shown, the inflow from the zones between tracers C and D is three times higher than the inflow between zones A and B.

Når tracerpluggen begynner å bevege seg med brønnstrømmen som vist i Fig. 1-5 vil disse variasjonene mellom innstrømningssonene påvirke volumet av fluid mellom hver tracerplugg og konsentrasjonen av hver plugg når de passerer forbi sonene. As the tracer plug begins to move with the well flow as shown in Fig. 1-5, these variations between the inflow zones will affect the volume of fluid between each tracer plug and the concentration of each plug as they pass past the zones.

Volumet og følgelig også tidsdifferansen mellom ankomst av plugg C og D og vil være større enn mellom A og B på grunn av at det vil være tre ganger så mye brønnvæske som kommer inn mellom to tracerplugger og C og D. Dette er visuelt vist i Figurene 1-6,1-8,1-8 og 1-9. Konsentrasjonen av tracerplugg D vil også bli mere utspedd og spredt ut som et resultat av høyere innstrømning, også vist i Figurene 1-6 til 1-9. Fig. 2 er en ideell illustrasjon av konsentrasjonene av identifiserte tracere samplet topside, med tid eller kumulativt produksjonsvolum (fra injeksjon) som akse. Fig. 3 er en illustrasjon av en tilnærming for matching av de ukjente nedihulls innstrømningsratene i nedihulls produksjonssonene med de modellerte innstrømningsratene. Modellinnstrømningsratene er justert til de kalkulerte konsentrasjonene av modelltracere sammenlignet med de målte konsentrasjonene av de identifiserte tracerne. Fig. 4 viser noen eksempler på brønnfluider som væter tracere i sin alminnelighet ihht kjent teknikk. Fig. 5a er en forenklet snitt gjennom en petroleumsbrønn. Innstrømningsvolumene av fluider kommer fra reservoirberg for å ende opp i en produksjonsstrøm i det sentrale produksjonsrøret i brønnen utstyrt med to eller flere innstrømningslokasjoner. I denne situasjonene kan innstrømningssonene ikke være eksakt kjent og det er ikke tatt for gitt at tracerne er plasserte eksakt der innstrømning skjer. Fig. 5b er et forenklet snitt gjennom en petroleumsbrønn der pakninger er anordnet for gjensidig å isolere innstrømningssonene. I denne situasjonen er tracere plassert, hver i sin separate innstrømningssone. Det kan finnes mange flere innstrømningssoner og tracerbærere enn hva som er illustrert i Fig. 5a og b. Fig. 6 omfatter en illustrasjon a en utførelse av oppfinnelsen. I dette eksempelet er injeksjonen av tracer skudd utført under steady-state strømning slik at kun traceren danner en transient i tid, og fluider med tracer er til slutt flushet ut av den adskilte sonens komplettering. Fig. 6a illustrerer en isolert innstrømningssone adskilt med en nedre (høyre) og en øvre (venstre) pakning som definerer en sone for innstrømning av petroleumsfluider (og vann) som kommer inn i ringrommet rundt produksjonsrøret, fluidene passerer en mekanisk tracerfrigjøringsrørstykke, (ikke ennå frigjort) og fluidere med mer eller mindre tracermateriale forlater ringrommet gjennom åpningene i det sentrale produksjonsrøret til produksjonsstrømmen som passerer til top side. En steady state strømningsrate er fordelaktig. Fig. 6b illustrere det samme oppsettet, nå med den mekaniske tracer frigjøringstrigget og tracermateriale frigjort til ringromsåpningen. En tracershot med kort tidsvarighet er dannet. Dispersjon av tracermateriale blir en funksjon av turbulens o strømningsgeometri i ringromsåpningen. Fig. 6c illustrerer fortløpende trinn hvor fluidene med tracershot med mer eller mindre fordelt tracermateriale er flushet ut av ringromsåpningen gjennom åpninger i det sentrale produksjonsrøret til produksjonsstrømmen som passere mot topside. Igjen, en steady state strømningsrate er fordelaktig. Fig. 7 viser kurver av tracershots som frigjøres in til grunnrøret fra ringrommet fra Fig. 6c inn til det sentrale produksjonsrør (grunnrør) som en funksjon av tid. "2 Q rate"kurven indikerer en dobbelt så høy innstrømningsrate som "Q rate"kurven, begge vasker ut samme mengde av tracer som er levert av like skudd. Vennligst observer at arealet under 20. og Q ratekurvene er likt. Vennligst også observer at begge kurven nærmer seg null konsentrasjon når dosene frigjort er begrenset på kort sikt. Den høyeste rate vil vaskes ut fortere og dø ut fortere, mens den lavere innstrømningsraten vil vaskes ut ved en lavere rate og forbli på et detekterbart nivå over en lenger tid. Fig. 8 omfatter en illustrasjon av en tenkt problemsituasjon. I denne situasjonen er tracershot bygd opp over tid av tracerlekkasje fra polymerer til innelukkede fluider. Tilbakestrømningen av shot til overflaten er dermed gjort under trinnvisøkning av produksjonen. I dette eksemplet er det ikke bare tracerne som danner en transient over tid, men det kan også oppstå en kryss-strøm av fluid fra den viste sone til en annen sone under oppbygging av en shot, hvilket kompliserer tilbakestrømningsmønsteret og kan gjøre målingene oppnådd uklare. Fig. 8a illustrerer situasjonene lik som illustrert i Fig. 6a, med forskjellen at traceren frigjøres mer heller mindre ved konstant rate og en lang tid, f.eks tracere fra en polymerstang anordnet i ringrommet på utsiden av det sentrale produksjonsrøret. Fluidet bærer med seg tracer i produksjonsstrømmen med en generelt jevn rate. Fig. 8b illustrerer resultatet av lukking nedstrøms (top side) for å bygge opp en konsentrasjon i ringrommet, kalt å bygge opp et "shot". Denne metoden kan fungere godt hvor det ikke er noen kryss strøm, men metoden med å benytte kontinuerlig frigjøring av tracer er følsom overfor krysstrømninger mellom soner (dette er en sone) gjennom det sentrale produksjonsrøret, dersom en nedstrøms (top side) lukking benyttes. Dersom lukkingen oppstår nedihulls mellom alle innstrømningssonene og produksjonsrøret er dette ikke noe problem, men krever et mer gjennomarbeidet kontrollapparat. Fig. 8c illustrerer at tracerkonsentrert fluid ("snotten") er vasket ut med igjenopptatt produksjon ved å åpne topside ventil, og delvis utlekket shot blir vasket ut med en lenger puls en strengt tattønskelig på grunn av den potensielt ikke ideelle oppbyggingen av shotten. Fig. 9 viser ideelle kurver av tracershots som frigjøres inn i grunnrøret fra ringrommet fra Fig. 6c inn til det sentrale produksjonsrør (grunnrør) som en funksjon av tid, i situasjonen beskrevet for Fig. 8c, men uten krysstrømning, altså den beste tenkbare situasjonen av lukking med langtidsfrigjøring av tracer. Vennligst observer at begge kurven ikke kan nærme seg null konsentrasjon når dosene er kontinuerlig frigjort. Den høyeste rate vil vaskes ut fortere og døut fortere, mens den lavere innstrømningsraten vil vaskes ut ved en lavere rate men begge kan forbli på et detekterbart nivå over en veldig lang tid. Fig. 10 illustrerer et mekanisk tracer frigjøringsrørstykke i henhold til et aspekt av oppfinnelsen og for bruk i metodene i henhold til oppfinnelsen. En tracer dose i dette tilfelle er anordnet i en brytbar ampulle, f.eks i en glass-stav og kan frigjøres gjennom det sentrale produksjonsrøret. En frigjøringsmekanisme omfatter en slikt som liten eksplosiv ladning eller en punkteringsnål anordnet for å bryte den brytbare ampullen styrt av en timer i en elektronisk enhet. Den elektroniske enheten, vennligst se snitt B-B, er fortrinnsvis utstyrt med sitt eget batteri og er fortrinnsvis innrettet til å trigge frigjøringsmekanismen ved en gitt dato og tid på dagen. Det kan være en anordnet en rekke av slike brytbare ampuller rundt omkretsen av frigjøringsrørstykket, vennligst se snitt A-A, får å muliggjøre serier av målinger over tid, hver ampulle er forhåndsbestemt til å bryte ved langtidsintervaller, slik som en hver måned, hver seks måneder eller mer. Hele frigjøringsrørstykket kan være utstyrt med ende ringer slik som friksjons slippringer for å monteres i det sentrale produksjonsrøret og settes inn med kompletteringen i produksjonssonen. Oppsettet i Fig. 10 vil typisk bli brukt i sammenhengen beskrevet i Fig. 1 hvor utlufting mot det sentrale grunnrøret er nødvendig. Fig. 11 illustrerer en lignende utførelse av det mekaniske tracerfrigjøringsrørstykket i henhold til en litt annen utførelse av oppfinnelsen og for bruk i metodene i henhold til oppfinnelsen. Tracerdosene anordnes i brytbare ampuller som er anordnet med luftehull fra rørstykket, åpne mot ringrommet og ikke til produksjonsrøret direkte. Forøvrig er det mekaniske frigjøringsrørstykket likt som det beskrevet under Fig. 10. Denne mekaniske utførelsen frigjør derfor til hulrommet utenfor det sentrale produksjonsrøret og skal brukes i sammenheng med det illustrerte i Fig.6 med utskylling fra den isolerte sonen i ringrommet i kompletteringen og vil virke alene langs linjene i Fig. 7. Fig. 12 illustrerer denne mekaniske utførelsen som frigjør til hulrommet utenfor det sentrale produksjonsrøret og brukes i sammenheng med det illustrerte i Fig.6 med utskylling fra den isolerte sonen i ringrommet i kompletteringen. Fig. 13 angår et oppsett med tracer shots som injiseres til det sentrale basis rør slik forklart i Fig. 1. Fig. 13 viser kurver for tracerkonsentrasjoner som funksjon av kumulativt produksjonsvolum top side. I den øvre del av tegningene er det illustrert en meget forenklet illustrasjon av to parallelle produksjonssoner kalt sone 1" og sone 1&5" (som kan produsere til den samme hovedbrønn) eller to brønner til samme produksjonsplattform som leder til samme top side prøvetakningsplass. De vertikale fargede linjene er posisjonene til tracere i isolerte innstrømningssoner til de to grenene. De ulike fargede linjene i kurvene indikerer målte konsentrasjoner (interpolert). De vertikale stolpene av samme farge indikerer inntrufne topper (som funksjon av kumulativt volum) dersom innstrømningsratene hadde eksistert og dette er kalkulert fra modeller. Man vil se at den første (hel) produksjonssonen 1 og sone 1&5 ankommer omtrent som forutsagt fra den jevne strømningsratemodellen, men at tåmarkøren fra sone 1 ankommer altfor tidlig og at dennes innstrømning må være høyere enn antatt, og den nærmere tåen til sone 1&5 ankommer altfor sent som må være grunnet en lavere innstrømning enn antatt. Dette indikerer at innstrømningsmodellen må justeres betraktelig. Fig. 14 viser de samme målte kurvene og brønnmodellene som i Fig. 13 over. En alminnelig system for sammenligning mellom den virkelige verden og modellverdenen som vist i Fig. 3 kan benyttes. Forskjellene er at her er innstrømningsmodellen til sone 1 og sone 1&5 sterkt korrigert for å indikere innstrømningsrater nedihulls sone 1 med 18%, kun 1%, og så høyt som 43% bidrag til den kombinerte totale strømningen topside, og for sone 1&5 bidrag med 9% ved helen, 10% og 18% ved tåa. Her ser vi at den midtre produksjonssonen i sone 1 bidrar ubetydelig og kan stenges ned eller bli vurdert som en kandidat for undersøking. Man vil nå se at de predikterte toppankomstene sammenfaller med de virkelige toppene. The volume and consequently also the time difference between the arrival of plug C and D and will be greater than between A and B due to the fact that there will be three times as much well fluid entering between two tracer plugs and C and D. This is visually shown in the Figures 1-6,1-8,1-8 and 1-9. The concentration of tracer plug D will also be more diluted and spread out as a result of higher inflow, also shown in Figures 1-6 to 1-9. Fig. 2 is an ideal illustration of the concentrations of identified tracers sampled topside, with time or cumulative production volume (from injection) as axis. Fig. 3 is an illustration of an approach for matching the unknown downhole inflow rates in the downhole production zones with the modeled inflow rates. The model inflow rates are adjusted to the calculated concentrations of model tracers compared to the measured concentrations of the identified tracers. Fig. 4 shows some examples of well fluids that wet tracers in their generality according to known techniques. Fig. 5a is a simplified section through a petroleum well. The inflow volumes of fluids come from reservoir rock to end up in a production flow in the central production pipe in the well equipped with two or more inflow locations. In these situations, the inflow zones cannot be known exactly and it is not taken for granted that the tracers are placed exactly where inflow occurs. Fig. 5b is a simplified section through a petroleum well where gaskets are arranged to mutually isolate the inflow zones. In this situation, tracers are placed, each in its own separate inflow zone. There may be many more inflow zones and tracer carriers than what is illustrated in Fig. 5a and b. Fig. 6 comprises an illustration of an embodiment of the invention. In this example, the injection of tracer shot is performed during steady-state flow so that only the tracer forms a transient in time, and fluids with tracer are finally flushed out of the separated zone's completion. Fig. 6a illustrates an isolated inflow zone separated by a lower (right) and an upper (left) packing which defines a zone of inflow of petroleum fluids (and water) entering the annulus around the production pipe, the fluids passing a mechanical tracer release pipe, (not yet released) and fluids with more or less tracer material leave the annulus through the openings in the central production pipe to the production stream that passes to the top side. A steady state flow rate is beneficial. Fig. 6b illustrates the same setup, now with the mechanical tracer release trigger and tracer material released into the annulus opening. A tracer shot with a short duration is formed. Dispersion of tracer material becomes a function of turbulence and flow geometry in the annulus opening. Fig. 6c illustrates successive steps where the fluids with tracer shot with more or less distributed tracer material are flushed out of the annulus opening through openings in the central production pipe to the production flow that passes towards the top side. Again, a steady state flow rate is beneficial. Fig. 7 shows curves of tracer shots that are released into the base pipe from the annulus from Fig. 6c into the central production pipe (base pipe) as a function of time. The "2 Q rate" curve indicates an inflow rate twice as high as the "Q rate" curve, both washing out the same amount of tracer delivered by equal shots. Please note that the area under the 20. and Q rate curves are the same. Please also note that both curves approach zero concentration when the doses released are limited in the short term. The highest rate will wash out faster and die out faster, while the lower inflow rate will wash out at a lower rate and remain at a detectable level for a longer time. Fig. 8 includes an illustration of an imaginary problem situation. In this situation, tracershot is built up over time by tracer leakage from polymers to confined fluids. The return flow of shot to the surface is thus done during a gradual increase in production. In this example, it is not only the tracers that form a transient over time, but also a cross-flow of fluid from the displayed zone to another zone may occur during the build-up of a shot, which complicates the backflow pattern and may obscure the measurements obtained. Fig. 8a illustrates the situations similar to those illustrated in Fig. 6a, with the difference that the tracer is released more rather less at a constant rate and for a long time, e.g. tracer from a polymer rod arranged in the annulus on the outside of the central production pipe. The fluid carries tracer into the production stream at a generally steady rate. Fig. 8b illustrates the result of closing downstream (top side) to build up a concentration in the annulus, called building up a "shot". This method can work well where there is no cross flow, but the method of using continuous release of tracer is sensitive to cross flows between zones (this is one zone) through the central production pipe, if a downstream (top side) closure is used. If the closure occurs downhole between all the inflow zones and the production pipe, this is not a problem, but requires a more elaborate control device. Fig. 8c illustrates that tracer-concentrated fluid ("the snot") is washed out with resumed production by opening the topside valve, and partially leaked shot is washed out with a longer pulse than strictly desirable due to the potentially non-ideal build-up of the shot. Fig. 9 shows ideal curves of tracer shots that are released into the base pipe from the annulus from Fig. 6c into the central production pipe (base pipe) as a function of time, in the situation described for Fig. 8c, but without crossflow, i.e. the best conceivable situation of closure with long-term release of tracer. Please note that both curves cannot approach zero concentration when the doses are continuously released. The highest rate will wash out faster and die out faster, while the lower inflow rate will wash out at a lower rate but both can remain at a detectable level for a very long time. Fig. 10 illustrates a mechanical tracer release tubing in accordance with one aspect of the invention and for use in the methods of the invention. A tracer dose in this case is arranged in a breakable ampoule, for example in a glass rod and can be released through the central production tube. A release mechanism comprises such as a small explosive charge or a puncture needle arranged to break the frangible ampoule controlled by a timer in an electronic unit. The electronic device, please see section B-B, is preferably provided with its own battery and is preferably arranged to trigger the release mechanism at a given date and time of day. A series of such breakable ampoules may be arranged around the perimeter of the release tube, please see section A-A, to enable series of measurements over time, each ampoule predetermined to break at long-term intervals, such as one every month, every six months or more. The entire release pipe piece can be equipped with end rings such as friction release rings to be mounted in the central production pipe and inserted with the completion in the production zone. The set-up in Fig. 10 will typically be used in the context described in Fig. 1 where venting towards the central base pipe is necessary. Fig. 11 illustrates a similar embodiment of the mechanical tracer release pipe according to a slightly different embodiment of the invention and for use in the methods according to the invention. The tracerds are arranged in breakable ampoules which are arranged with air holes from the pipe piece, open to the annulus and not to the production pipe directly. Otherwise, the mechanical release pipe piece is similar to that described under Fig. 10. This mechanical design therefore releases to the cavity outside the central production pipe and must be used in conjunction with that illustrated in Fig.6 with flushing from the isolated zone in the annulus in the completion and will work alone along the lines in Fig. 7. Fig. 12 illustrates this mechanical design which releases to the cavity outside the central production pipe and is used in conjunction with that illustrated in Fig. 6 with flushing from the isolated zone in the annulus in the completion. Fig. 13 concerns a setup with tracer shots that are injected into the central base pipe as explained in Fig. 1. Fig. 13 shows curves for tracer concentrations as a function of cumulative production volume top side. In the upper part of the drawings, a very simplified illustration of two parallel production zones called zone 1" and zone 1&5" (which can produce to the same main well) or two wells to the same production platform leading to the same top side sampling location is illustrated. The vertical colored lines are the positions of tracers in isolated inflow zones of the two branches. The different colored lines in the curves indicate measured concentrations (interpolated). The vertical bars of the same color indicate peaks encountered (as a function of cumulative volume) if the inflow rates had existed and this has been calculated from models. One will see that the first (entire) production zone 1 and zones 1&5 arrive approximately as predicted from the steady flow rate model, but that the toe marker from zone 1 arrives far too early and that its inflow must be higher than assumed, and the closer toe to zone 1&5 arrives far too late which must be due to a lower inflow than expected. This indicates that the inflow model needs to be adjusted considerably. Fig. 14 shows the same measured curves and well models as in Fig. 13 above. A general system for comparison between the real world and the model world as shown in Fig. 3 can be used. The differences are that here the zone 1 and zone 1&5 inflow model is heavily corrected to indicate downhole zone 1 inflow rates of 18%, only 1%, and as high as 43% contribution to the combined total topside flow, and for zone 1&5 a contribution of 9 % at the heel, 10% and 18% at the toe. Here we see that the middle production zone in zone 1 contributes insignificantly and can be shut down or considered as a candidate for investigation. You will now see that the predicted peak arrivals coincide with the real peaks.

Som en forbedring kan det utføres ytterligere kurveanalyser for å bestemme de antatte kontinuerlige kurvetoppenes forekomst fra de ikke kontinuerlige målingsresultatene da toppene fra de ikke kontinuerlige seriene ikke nødvendigvis er de virkelige toppene. Uansett, den illustrerte matchen er mye bedre enn for Fig. 13. As an improvement, further curve analysis can be performed to determine the assumed continuous curve peaks occurrence from the non-continuous measurement results as the peaks from the non-continuous series are not necessarily the real peaks. Anyway, the illustrated match is much better than for Fig. 13.

Utførelser av oppfinnelsen Embodiments of the invention

Oppfinnelsen er en metode for å estimere innstrømningsvolumer (qi) av fluider til en produksjons strøm (F) i en brønn (Wr), vennligst se Fig. 5. Brønnen er utstyrt med to eller flere separate innstrømningslokasjoner (3, 31, 32, 33) langs brønnen. De aktuelle posisjonene for innstrømningslokasjonene er ikke nødvendigvis eksakt kjent. Tracerkildene (4, 41,42,43) med distinkte tracermateriale (4m, 41m, 42m, 43m) er anordnet oppstrøms/nedstrøms innstrømningssoene (3, 31, 32, 33). Hver av tracermaterialene (4m) har predefinerte, sammenligningsvis kort, rask frigjørings dose (Vt4)(kort frigjøringstidsdose) til fluidene i brønnen. The invention is a method for estimating inflow volumes (qi) of fluids to a production stream (F) in a well (Wr), please see Fig. 5. The well is equipped with two or more separate inflow locations (3, 31, 32, 33 ) along the well. The relevant positions for the inflow locations are not necessarily known exactly. The tracer sources (4, 41,42,43) with distinct tracer material (4m, 41m, 42m, 43m) are arranged upstream/downstream of the inflow zones (3, 31, 32, 33). Each of the tracer materials (4m) has a predefined, comparatively short, rapid release dose (Vt4) (short release time dose) to the fluids in the well.

Med uttrykket "sammenligningsvis kort" mener vi her signifikant kort sammenlignet med de etterfølgende samplingsintervallene sammenlignet til tiden krevd for at brønnens strømningstransienttid fra innstrømningssonen til topside av brønnen, sammenlignet med mulig utlekkingstidskontant fra ringrommet til det sentrale produksjonsrøret dersom traceren er frigjort til et eksternt rom i brønnkompletteringen og sammenlignet med den karakteristiske tidskonstanten til de fysiske parameterne vi overvåker. Innstrømningssonen lengst fra top side er kalt "tå" og den nærmest innstrømningssonen er kalt "hel". Metodens formål er å ekstrahere informasjon om tracer transienter i petroleumsvæske (eller vann) tilbakestrømning av tracere til overflaten. Tracerkildene (4,41, 42, 43) er i henholdt til oppfinnelsen tillat å frigjøre tracermaterialet (4m, 41m, 42m, 43m) til fluidene, hver med tilhørende sone, ved et gitt frigjøringstidspunkt (tR) Tracerkildene i henhold til oppfinnelsen er anordnet til å frigjøres tracere ved et gittøyeblikk i en tidsorden for den påfølgende topside prøvetakingen å gjennomføres rasjonelt. I en utførelse av oppfinnelsen er dette utført ved å anbringe hver tracerkilde nedihulls med en timer som er stilt for å trigge frigjøring vet en gitt dato og tid. Frigjøringen kan bli gjentatt vet en eller flere senere datoer og tider for å gjennomføre flere målingsserier. By the expression "comparatively short" here we mean significantly short compared to the subsequent sampling intervals compared to the time required for the well's flow transient time from the inflow zone to the topside of the well, compared to the possible leakage time instant from the annulus to the central production pipe if the tracer is released to an external space in the well completion and compared to the characteristic time constant of the physical parameters we monitor. The inflow zone furthest from the top side is called "toe" and the closest inflow zone is called "full". The purpose of the method is to extract information about tracer transients in petroleum liquid (or water) backflow of tracers to the surface. The tracer sources (4, 41, 42, 43) are according to the invention allowed to release the tracer material (4m, 41m, 42m, 43m) to the fluids, each with an associated zone, at a given release time (tR) The tracer sources according to the invention are arranged to be released trace at a given moment in a time order for the subsequent topside sampling to be carried out rationally. In one embodiment of the invention, this is done by placing each tracer source downhole with a timer that is set to trigger release at a given date and time. The release can be repeated at one or more later dates and times to carry out several measurement series.

Etter frigjøringsøyeblikket (tR), samples prøver (cl, c2, c3,...) av produksjonsstrømmen (F) topside fortløpende. Samplingen kan enkelt utføres ved å tappe en liten mengde av petroleumsstrømmen (F9 ve registrert tider. Et alternativ til sampling som funksjon av til er å samle prøver ved intervaller basert på kumulativt petroleums volumer (fl, f2, f3, f4), dersom det ikke er en steady state strømning. (Man kan samle prøver med standard tidsintervaller og plotte og analysere målingene som en funksjon av kumulativ produksjon). After the release instant (tR), samples (cl, c2, c3,...) of the upstream production stream (F) are sampled continuously. The sampling can be easily carried out by withdrawing a small amount of the petroleum flow (F9 ve recorded times. An alternative to sampling as a function of to is to collect samples at intervals based on cumulative petroleum volumes (fl, f2, f3, f4), if there is no is a steady state flow.(One can collect samples at standard time intervals and plot and analyze the measurements as a function of cumulative production).

Etter prøvetaking analyseres prøvene (cl, c2, c3,...) for å identifisere typene av de en eller flere tracermaterialer (4m, 41m, 42m, 43m) og deres tilhørende konsentrasjoner (4c, 41c, 42c, 43c) av de identifiserte tracermaterialene. After sampling, the samples (cl, c2, c3,...) are analyzed to identify the types of one or more tracer materials (4m, 41m, 42m, 43m) and their associated concentrations (4c, 41c, 42c, 43c) of the identified the tracer materials.

I en utførelse av oppfinnelsen er analysen utført på plass under prøvetakingsperioden ved bruk av feltutstyr og instrumenter topside for å få raske resultater. Analysene kan utføres på et kjemisk laboratorium for å få mere presise målinger for å verifisere eller forbedre feltanalysene. In one embodiment of the invention, the analysis is carried out on site during the sampling period using field equipment and instruments topside to obtain quick results. The analyzes can be carried out in a chemical laboratory to obtain more precise measurements to verify or improve the field analyses.

Grove kalkulasjoner Rough calculations

Basert på de målte konsentrasjonene (4c, 41c, 42c, 43c) og deres samplingsrekkefølge, altså smplingstider eller kumulative produksjonsvolumer (fl, f2, f3, f4) og brønngeometri, kan man bergene innstrømningsvolumene (Qi) fra transientstrømningsmodeller (i en fortrinnsvis men ikke nødvendigvis steady state strømning). Brønngeometrien omfatter rekkefølge og posisjon for de separate innstrømningssoner, og lengden og geometrien så som rørdiametre og tilhørende seksjonslengder på produksjonsrøret, muligens inkludert tilbakeførings rør, hele veien fra innstrømningssonene til topside samplingspunkt. Based on the measured concentrations (4c, 41c, 42c, 43c) and their sampling order, i.e. sampling times or cumulative production volumes (fl, f2, f3, f4) and well geometry, one can extract the inflow volumes (Qi) from transient flow models (in a preferably but not necessarily steady state flow). The well geometry includes the sequence and position of the separate inflow zones, and the length and geometry such as pipe diameters and associated section lengths of the production pipe, possibly including return pipe, all the way from the inflow zones to the topside sampling point.

Utnyttelse av kalkulerte innstrømningsvolumer Utilization of calculated inflow volumes

De kalkulerte innstrømningsvolumene (qi) er benyttet som parametere for sammenligning indirekte med de virkelige målingene får å regulere endringer i produksjonsstrømmen, slik somøkning eller senkning av den totale strømmen topside eller justere innstrømningen fra separate innstrømningssoner ved å benytte ventiler mellom innstrømningssonene og det sentrale produksjonsrøret eller justere fluksratene fra brønn greners produksjonsrør inn i hovedbrønnen. The calculated inflow volumes (qi) are used as parameters for indirect comparison with the real measurements may regulate changes in the production flow, such as increasing or decreasing the total flow topside or adjusting the inflow from separate inflow zones by using valves between the inflow zones and the central production pipe or adjust the flux rates from well branch production pipes into the main well.

Forbedring av kalkulasjonene Improvement of the calculations

En modell av brønnene kan etableres. Modellen kan justeres med hensyn på innstrømningsvolumer i de distinkte sonene inntil det er samsvar mellom de målte konstentrasjonskurvene og de kalkulert kurvene i modellen. A model of the wells can be established. The model can be adjusted with regard to inflow volumes in the distinct zones until there is agreement between the measured concentration curves and the calculated curves in the model.

Avgjørelser basert på mange parametere Decisions based on many parameters

Brønnoperatøren vil normalt ikke avgjøre regulering av brønnstrømmene bare basert på estimert innstrømningsvolumer men benytte relevante parametere i tillegg slik som trykk, fluidsammensetning og andre operative parametere. The well operator will not normally decide to regulate the well flows based only on estimated inflow volumes, but will use relevant parameters in addition such as pressure, fluid composition and other operational parameters.

Simultan frigjøring av alle eller i grupper Simultaneous release of all or in groups

I en fordelaktig utførelse av oppfinnelsen er hver tracerkilde (4) anordnet fortrinnsvis for frigjøring samtidig, i det minste i grupper, ved et gitt frigjøringstidspunkt (tR). Man kan frigjøre i alle innstrømningssoner i brønnen samtidig dersom så mange tracere er tilgjengelig. Dersom antall innstrømningssoner i brønner er høyt, si 30 til 50 eller mer, kan man frigjøre et begrenset antall av ulike tradere, si 4 til 6, i et tilhørende antall av isolerte innstrømningssoner på samme tid, og gjenta frigjøringen med samme sett av tracere i et påfølgende set av soner med en tilstrekkelig forsinkelse inntil hele brønnen er dekket. In an advantageous embodiment of the invention, each tracer source (4) is preferably arranged for simultaneous release, at least in groups, at a given release time (tR). One can release in all inflow zones in the well at the same time if so many tracers are available. If the number of inflow zones in wells is high, say 30 to 50 or more, one can release a limited number of different traders, say 4 to 6, in an associated number of isolated inflow zones at the same time, and repeat the release with the same set of tracers in a successive set of zones with a sufficient delay until the entire well is covered.

Frigjøringsvarighet Release duration

I en fordelaktig utførelse av oppfinnelsen er frigjøringsdosen (Vt4) frigjort i løpet av mindre enn ett minutt, fortrinnsvis på mindre enn 10 sekunder. Frigjøringstiden er ganske kort slik at den frigjorte traceren er en puls sammenlignet med den karakteristiske tidskonstanten av strømningsbildet som vi monitorerer, og i tilfelle vi har et forsinkelseskammer, signifikant kortere enn den karakteristiske tidskonstanten for forsinkelseskammeret. In an advantageous embodiment of the invention, the release dose (Vt4) is released in less than one minute, preferably in less than 10 seconds. The release time is quite short so that the released tracer is a pulse compared to the characteristic time constant of the flow image that we are monitoring, and in case we have a delay chamber, significantly shorter than the characteristic time constant of the delay chamber.

Frigjøringsstidspunktskontroll Release time control

I en fordelaktig utførelse av oppfinnelsen er det gitte frigjøringstidspunkt (tR) et forhåndsbestemt tidspunkt. Frigjøringstidspunktet kan settes ved installasjon av det mekaniske frigjøringsrørstykket i kompletteringen før hele kompletteringen er ført ned i brønnens produksjonssone. Det mekaniske frigjøringsrørstykket kan være utstyrt med en selvdrevet timer i en frigjøringsenhet for å unngå en ekstern kraftforsyning og også for å unngå styringslinjer fra overflaten: man vet dato og tid for når tracerne frigjøres og prøvetaking må utføres i et påkrevd antall prøver gjennom en tilstrekkelig lang tid etter frigjøring og man vil ha et bra sett av prøver for analyse. In an advantageous embodiment of the invention, the given release time (tR) is a predetermined time. The release time can be set by installing the mechanical release pipe piece in the completion before the entire completion has been brought down into the well's production zone. The mechanical release tube can be equipped with a self-powered timer in a release unit to avoid an external power supply and also to avoid control lines from the surface: one knows the date and time when the tracers are released and sampling must be carried out in a required number of samples over a sufficiently long time after release and you will have a good set of samples for analysis.

Det gitte frigjøringstidspunktet (tR) kan være ett i en serie av frigjøringstidspunkter. I en fordelaktig utførelse av oppfinnelsen er alle frigjøringstidspunktene forhåndsbestemt før montasje og installasjon av produksjonsrørsammenstillingen. Derfor kan man utføre en frigjøring av tracere, sampling og analyser i henhold til oppfinnelsen kort etter oppstart av produksjon eller testproduksjon i en brønn og deretter utføre en ny runde med frigjøring, sampling og analyse etter en måned, to måneder og så videre i en lang periode og oppnå forbedret kontroll over brønnen. The given release time (tR) may be one in a series of release times. In an advantageous embodiment of the invention, all the release times are predetermined before assembly and installation of the production pipe assembly. Therefore, one can carry out a release of tracers, sampling and analysis according to the invention shortly after the start of production or test production in a well and then carry out a new round of release, sampling and analysis after one month, two months and so on for a long period and achieve improved control over the well.

I en utførelse av metoden i henhold til oppfinnelsen kan det gitte frigjøringstidspunktet (tR) være en instruks fra overflaten. En signaltransmitter topside kan innrettes til å sende et "anmodning om frigjørelses"signal til rørstykket som inneholder en korresponderende signalmottaker i den mekaniske tracerdosefrigjøringsenheten i henhold til oppfinnelsen. I en utførelse det aktuelle tracer frigjøringstidspunktet kan fortsatt settes i den elektroniske kontrollenheten i rørstykker for å bli utsatt til en forhåndsbestemt time, minutt og sekund slik at man er sikre på at traceren frigjøres på et eksakt kjent tidspunkt. In an embodiment of the method according to the invention, the given release time (tR) can be an instruction from the surface. A topside signal transmitter may be arranged to send a "request for release" signal to the pipe section containing a corresponding signal receiver in the mechanical tracer dose release unit according to the invention. In one embodiment, the relevant tracer release time can still be set in the electronic control unit in pipe pieces to be postponed to a predetermined hour, minute and second so that one is sure that the tracer is released at an exact known time.

I en fordelaktig utførelse av oppfinnelsen er metoden utført i en brønn hvor de to eller flere innstrømningslokasjonene er adskilte f.eks med pakninger og gjensidig isolert i ringrommet rundt produksjonsrøret. På denne måten kan man være sikker på at det ikke blir noen sammenblanding av bidragene fra de ulike innstrømningssonene før fluidene ankommer det sentrale røret og man kan forvente at prøvene topside skiller de ulike innstrømningssonene bedre. I en slik modell vil dispersjonene av tracer materialene domineres av fysiske forhold og brønngeometri over innstrømningssonene på fluidenes vei til samplingsstedet topside. In an advantageous embodiment of the invention, the method is carried out in a well where the two or more inflow locations are separated, for example by gaskets, and mutually isolated in the annular space around the production pipe. In this way, one can be sure that there will be no mixing of the contributions from the different inflow zones before the fluids arrive in the central pipe and one can expect that the topside samples separate the different inflow zones better. In such a model, the dispersion of the tracer materials will be dominated by physical conditions and well geometry over the inflow zones on the fluid's path to the topside sampling site.

I en fordelaktig utførelse av oppfinnelsen er tracerkildene anbragt i fluidkommunikasjon med innstrømningssonene. Mer spesifikt er tracerkildene fortrinnsvis, dersom det er mulig, hver anordnet innen eller veldig nær dets korresponderende innstrømningssone for å ha en relativ kort fluks vei fra innstrømningssonen gjennom tracerkilden og ut gjennom ventilasjonene til produksjonsrøret, slik som illustrert særlig i Fig. 8 og Fig. 12. In an advantageous embodiment of the invention, the tracer sources are placed in fluid communication with the inflow zones. More specifically, the tracer sources are preferably, if possible, each located within or very close to its corresponding inflow zone to have a relatively short flux path from the inflow zone through the tracer source and out through the vents of the production pipe, as illustrated particularly in Fig. 8 and Fig. 12.

I en utførelse av oppfinnelsen kan man kjenne til innstrømningslokasjonenes (3) posisjoner langs brønnen fra borehullslogger. Dette kan forbedre sikkerheten av modelleringen av tracernes forplantning til overflaten. Alternativt er de virkelige posisjonene ukjente men kan varieres i modellbrønnen for å tilpasse modellen til tracer ankomst topside. In one embodiment of the invention, the positions of the inflow locations (3) along the well can be known from borehole logs. This can improve the safety of the modeling of the tracers' propagation to the surface. Alternatively, the real positions are unknown but can be varied in the model well to adapt the model to the tracer arrival topside.

I en utførelse av metoden i henhold til oppfinnelsen er prøvetaking utført etter det forhåndsbestemte frigjøringstidspunktet (tR), etter en rimelig tid i forhold til minimum transittid for en første av tracerne til å nå prøvetagingsstedet. Dette for å unngå å starte prøvetaking før den første traceren faktisk kan nå gjennom f.eks tilbakeføringslengden på flere kilometer av rør til topside lokasjonen. In one embodiment of the method according to the invention, sampling is carried out after the predetermined release time (tR), after a reasonable time in relation to the minimum transit time for a first of the tracers to reach the sampling location. This is to avoid starting sampling before the first tracer can actually reach through, for example, the return length of several kilometers of pipe to the topside location.

Claims

A method for estimating inflow volumes (q) of fluids to a production stream (F) in a well (W) with two or more inflow locations (3) along the well - arranging tracer sources (4) with unique tracer material (4m) in fluid communication with the inflow zones (3) - where each of the tracer materials (4m) has a predefined short-term release dose (Vt4) to the fluids in the well, - let the tracer sources (4) release the tracer material (4m) to said fluids at a given release time (tR) - where after the moment of release (tR), continuously samples samples (cl, c2, c3,...) of the production stream (F) upstream, - where one analyzes the samples (cl, c2, c3,...) to identify types of tracer materials ( 4m) and concentration of the identified tracer materials (4C), - based on the concentrations (4C, 41c, 42c, 43c), their sampling sequence and well geometry, sequence of the separate inflow zones to calculate inflow volumes (qi) from transient tracer flow model - by to use the calculated inflow volumes (qi) as parameters to regulate the production flow or to characterize the reservoir.

2. The method according to claim 1, in which the tracer sources (4) are preferably arranged for simultaneous release at a given release time (tR).

3. The method according to claim 1 or 2, in which the release dose (Vt4) is released in less than one minute, preferably in less than 10 seconds.

4. The method according to any one of the preceding claims, wherein the release time (tR) is a predetermined specific time.

5. The method of claim 4, the given release time (tR) being one of a series of release times, all predetermined prior to assembly and installation of the production tubing assembly.

6. The method according to any one of the preceding claims, wherein the release time (tR) is a command from the surface.

7. The method according to one or more of the preceding claims, in which the two or more inflow locations are separate inflow locations mutually isolated in the annulus around the production pipe.

8. The method according to one or more of the preceding claims, wherein the tracer sources are placed in fluid communication with the inflow zones.

9. The method according to one or more of the preceding claims, in which the inflow locations (3) have known positions along the well.

10. The method according to one or more of the preceding claims, where after the release time (tR), sampling is performed after a reasonable time in relation to the minimum transit time for a first of the tracers to reach the sampling location.

11. The method according to one or more of the preceding claims, obtaining the subsequent samples (cl, c2, c3,...) of the production stream (F) upstream at the sampling times (ti, t2, t3,...) where the sampling sequence is the sampling times (ti, t2, t3,...).

12. The method according to one or more of the preceding claims, obtaining the subsequent samples (cl, c2, c3,...) of the production stream (F) topside at subsequent cumulative production volumes (fl, f2, f3, f4) , where the sampling sequence is the cumulative production volumes (fl, f2, f3, f4).

13. The method according to one or more of the preceding claims, wherein the well geometry comprises the sequence and position of the separated inflow zones and length and geometry of the production pipe from the inflow zones to topside.

14. The method according to one or more of the preceding claims, where the production flow (F) is in a general "steady state".

15. The method according to one or more of the preceding claims, where the production flow (F) comprises a steady rise.

16. A system for estimating inflow volumes (qi) of fluids to a production stream (F) in a well (W) with two or more inflow locations (3) along the well comprising - tracer sources (4) with unique tracer materials (4m) arranged in a fluid communication with the inflow zones (3), -where each of the tracer materials (4m) has a predefined short duration release dose (Vt4) to the fluids in the well, -where the tracer sources (4) are equipped with a timer to release the tracer material (4m) to said fluids at a given release time (tR) - a sampling device for successive sampling of samples (cl, c2, c3,...) of the upstream production stream (F), after the release moment (tR), - an analysis device for the samples (cl, c2, c3,...) to identify types of tracer material (4m) and concentration of the identified tracer materials (4C), - an algorithm to calculate the inflow volumes (qi) from the transient tracer flow model based on one or more concentrations (4C , 41C, 42C, 43C) and their sampling order and the well geometry, the order of the separated inflow zones, - the calculated inflow volumes (qi) are used as parameters to regulate production flow or to characterize the reservoir.

17. The system according to claim 16, in which the tracer sources (4) are preferably arranged for simultaneous release at a given release time (tR).

18. The system according to claim 16, wherein the release dose (Vt4) is arranged to be released in less than one minute, preferably in less than 10 seconds.

19. The system according to any of the preceding claims 15-18, wherein the given release time (tR) is a predetermined time.

20. The system according to one of the preceding claims 15-19, where the release time (tR) is one in a series of release times (tR).

21. The system according to any of the preceding claims 15 - 20, wherein the release time (tR) is arranged to be controlled from the surface.

22 . The system according to one or more of the preceding claims 15-21, where the two or more inflow locations are separated and mutually isolated in the annulus around the production pipe.

23. The system according to one or more of the preceding claims 15 - 22, where the tracer sources are arranged in fluid communication with the inflow zones.

24 . The system according to one or more of the preceding claims 15 - 23, wherein the well geometry comprises the sequence and position of the separated inflow zones and length and geometry of the production pipe from the inflow zones to topside.

25. The system according to one or more of the preceding claims 15 - 24, where the production pipe comprises a pipe part with one or more breakable tracer material-containing ampoules arranged to be broken individually by one or more mechanical devices triggered by a timer unit arranged in the pipe part and where the pipe part is equipped with an electric battery and each of the breakable ampoules is equipped with a discharge channel for the fluid.

26. The system according to claim 25, wherein the delivery channel leads to the central production pipe.

27. The system according to claim 26, where the delivery channel leads to the annulus outside the central production tube and where the annulus is equipped with holes to the central production tube so that the annulus forms a delay chamber for released tracer material.