NO343025B1

NO343025B1 - Fremgangsmåte og apparat for online monitorering av tracere

Info

Publication number: NO343025B1
Application number: NO20141559A
Authority: NO
Inventors: Fridtjof Nyhavn; Thomas Sperle
Original assignee: Resman As
Priority date: 2014-12-23
Filing date: 2014-12-23
Publication date: 2018-10-08
Also published as: WO2016105210A2; EP3237725B1; US20200141227A1; EP3237725A2; NO20141559A1; WO2016105210A4; US10895148B2; US20170370210A1; WO2016105210A3

Abstract

Oppfinnelsen er en metode og et apparat for online monitorering av konserntrasjon av olje-, kondensat-, gass- eller vann-følgende tracere i en produksjonsstrøm i en petroleumsproduksjonsbrønn med det mål å estimere nedihulls innstrømningsprofiler av alle faser. Oppfinnelsen omfatter å anordne en eller flere distinkte tracerbærersystemer, hvert i ulike produksjonssoner i brønnen, de distinkte tracerbærersystemene anordnet for frigjøring av tracere til en fluid i produksjonssonene karakterisert ved at treacerne har affinitet etter nedihullsfrigjøring til separate faser av olje, kondensat, gass eller vann som tilsvarer sonevis masseflux ved å benytte en online tracer monitor, utføre prøvetaking av tracerkonsentrasjoner for i det minste en av tracerne i den sonale massefluxen ved en høy samplingsrate og analysehastighet som tillater Nyquist sampling av informasjon relatert til en eller flere strømningsfysiske hendelser og støy, og basert på konsentrasjonsverdiene estimere den tilhørende sonetracerflux og sonemasseflux av olje, kondensat, gass eller vann for hvert dataleveringspunkt, benytte de et eller flere estimerte sone massefluxer som input til å styre de en eller flere petrotekniske prosessene.

Description

Innledning

Foreliggende oppfinnelse angår en metode og et apparat for online monitorering av tracerkonsentrasjon i olje-, kondensat-, gass- eller vannfølgende tracere i en produksjonsstrøm i en petroleumsbrønn, om ønsket, estimere tracerflux og med det ultimate mål om estimering av nedihulls innstrømningsprofil for ene eller samtlige fluidfaser.

Nærmere bestemt er oppfinnelsen en metode for høyfrekvens online monitorering av tracerkonsentrasjoner av olje-, kondensat-, gass- eller vannfølgende tracere i en petroleumsstrøm omfattende å anordne distinkte tracererbærersystemer i forskjellige produksjonssoner i en brønn for frigjøring av tracere til fluidet i produksjonssonene, tillate alle deler av produksjonsstrømmen i brønnen til å separere i to eller flere segregerte fluider og benytte et online tracermonitoreringssystem for å måle konsentrasjonene av mulige unike tracere i i det minste en av de segregerte fasene. Monitoreringssystemet kan baseres på kombinasjon av en eller flere sensorprinsipper.

Bakgrunn og kjent teknikk

Gjennomgående i dette dokumentene er utrykkene “prøver” og Prøvetaking” relatert til diskrete verdier av tracerkonsentrasjoner; - antall partikler/molekyler pr volumenhet, eller tracerflux; - strøm av partikler/molekyler per tidsenhet. Unntak er når fluidprøver og fluid prøvetaking er benyttet til å peke ut det bestemte fluid (væske eller gass) volumet som konsentrasjonen og fluxen er målt/prøvetatt.

Tracere er vanlig benyttet for monitorering av olje og gassbrønner for å f.eks. verifisere gradene av opprenskningsprosessen under kompletteringen av en brønn for å tidlig varsle operatørene om vanngjennomtrengning eller for reservoarmonitorering for eksempel med analyse og modellering av nedihulls innstrømningsprofiler ved å utnytte tilbakestrømningstransienter av tracere.

Søkeren har gjennom de siste 10 år etablert en petroleums service hvor tracere benyttes til å besvare så mye som mulig av de grunnleggende slagordslignende spørsmål: «hva strømmer hvor og hvor mye?» Tracerrespons, slik den oppleves på overflatene, er sjelden direkte brukbar for kundene uten noe datatolkning og tilnærminger. Servicen som gis til klienten eller «Operatøren», som kan være et olje selskap som operer et petroleumsproduserende felt kan bli kalt «Real-Time or Timely service» når den er fremskaffet, bearbeidet og levert til operatørens arbeidsprosess for å muliggjøre/forbedre/påvirke en petroteknisk prosess (U1, U2,...), vennligst se Figur 1. Men fremskaffelsen av rådata er ikke nødvendigvis utført med samme hastighet som en sanntids krav for leveranser. Sanntids krav for en kunde er sjelden med en høyere frekvens enn et godt «datapunkt» per time eller så lite som en datapunkt per dag (et datapunkt kan være slikt som en estimert innstrømningsprofil under en oppramping eller ved et spesielt nivå). Uansett, bak et hvert godt levert slikt datapunkt er det vanligvis en serie med en mye høyere frekvens av rådatapunkter; en forutsetning for å følge all relevant strømningsdynamisk fysikk. Dette kan i ekstreme tilfeller, f.eks når tracere er injisert direkte inn i en produserende rørstreng, ha gjennomsnittlig relevant strømningsvariasjon inntil en variasjon pr 10 sek (0,1 Hz). Den foreliggende oppfinnelsen angår slike høyfrekvensrådata som er grunnforutsetning for å produsere høykvalitets sanntidsdataservice.

Tradisjonelt sett er tracerkonsentrasjoner målt ved å ta fluidprøver av produksjonsstrømmen ved overflaten, gjennom såkalte «kampanjer», og deretter utføre analyser i et laboratorium, vanligvis på land. Transporten fra prøvetakingsplass til laboratoriet kan innebære marin helikoptertransport og kan ta flere timer for å ankomme laboratoriet på det beste, så det er ikke snakk om sanntidsmåling og analyse i vanlig forstand. Den nåværende praksis er en tidkrevende og krevende prosedyre. Det er også en kostnadskomponent til dette som leder til å minimere antall fluidprøver som skal analyseres. Slike kampanjer kan definere en frekvens på uthenting av prøver til f.eks maksimum en hvert 5. minutt. Fluidprøvetaking er utført manuelt av en operatør. Derfor er lange kampanjer uoverkommelig; fluidprøvene vil tas ut manuelt fra produksjonsstrømmen av en operatør, det å fylle og håndtere de forhåndsmerkede flaskene kan ta inntil 4 1/2 minutt for å klare frekvensen på 1 prøve pr 5 minutt, som er målet for dagens praksis. De røffe omgivelsene ved produksjonsprøvetakingsplassen kan lett forårsake tapt eller forsinket prøvetaking av en eller flere prøver. En høyere frekvens for fluidprøvetaking vil være for vanskelig og utføre med dagens praksis. Dette motiverer automatisering.

Noen tilnærmelser til automatisert prøvetaking og analyse finnes, og WO2011132040A2 beskriver en metode for monitorering av en brønnboring omfattende tracere i en lokasjon grunnen i nærheten av brønnboringen, gjentatt prøvetaking fra strømmen fra brønnboringen, analysering av fluidprøven for tilstedeværelse av tracer. En en per time prøvetakingsfrekvens er indikert.

Fluorescerende tracere frigjort av vann, eller på et signal fra overflaten er benyttet og detektert/kvantifisert ved overflatene ved spektroskopi. Systemet kan også benyttes for kvantitativ analyse ved voltametri og en vannløselig tracer som kan gjennomgå en red-oks reaksjon. Fluidprøvene trekkes fra en fase etter permanent separasjon av strømmen til vann, olje og gass, ved en produksjonsseparator eller fra en temporært operativ separator. Fluidprøver tas ved overflaten med automatisk utstyr kontrollert av en programmert datamaskin, men det er fortsatt benyttet flasker som samler opp prøvene.

Inspeksjon og måling utføres automatisk, f.eks hver time, av prøvene i flaskene som er plassert på et rotasjonsbord. Rotasjonsbordet kan romme 30 beholdere og må etterfylles med nye beholdere manuelt av en operatør daglig når prøvetakingsfrekvensen er rundt en prøve pr time.

Et annen automatisk fluidprøvesampler og analysesystem er beskrevet i US20140260694A1. Tracere injiseres til et reservoar eller et vannførende lag, og deretter produseres fluid som samples for å måle tracerkonsentrasjon; altså tracere plassert utenfor borehullet. En fluidsampleranordning, rør og automatisk løsning er installert som et integrert in-line system ved, eller nær brønnhodet eller produksjonsmanifolden. Fluidsamplingssystemet er datastyrt.

Prøvetakingsfrekvensen er nevnt som begrenset til veldig lav prøvetakingsfrekvens, f.eks i området mellom hver 4. og 24. time. Systemet inneholder videre et filtreringssystem, en faseseparator og et måleapparat. Noen eksempler på tracere som benyttes er f.eks fluorinerte benzosyrer, fluoriserende fargestoffer, fluoriserende nanokrystaller eller partikler og radioaktive tracere og anordnet for å detekteres av laboratoriespektroskoper, fiberoptisk fluorspektroskop, Hall Effect sensorer, fluorometer, Geigerteller, gasskromatografmåleapparat og post kolonne reaksjonsspektroskoper og begrenset til deteksjon av tracere i en væske eller vandig fase.

Fluidsamplingsfrekvensen er, som nevnt over, begrenset til en lavfrekvensfluidsampling, f.eks i området mellom hver 4. til 24. time. På grunn av de trege strømningshastighetene i den permeable formasjon på utsiden av brønnboringen, kan en slik «ultra lav» fluidprøvetakingsfrekvens være tilstrekkelig for å detektere de raskeste tracersignalene grunnet produksjonene av tracere i fluidene fra formasjonen. Fluidprøvetaking for kompositorisk sanalyse er et annet område som viser relevante teknikker for denne oppfinnelsen. I «Oilfield Rview Summer 2009; 21, no. 2» er en ny tilnærmelse presentert.

Kort figurforklaring

Fig. 0 er en illustrasjon av en grov oversikt over søkerens arbeidsprosess relatert til erverve, bearbeide og levere monitoreringsdata til kunde. Den foreliggende oppfinnelsen relateres til fremskaffelsesdelen av prosessen og nærmere bestemt hvordan rådata er fremskaffet.

Fig. 1 er en illustrasjon av et snitt av en begrenset brønnboringsdel og dens nær brønnens indikert strømningsfysikk gjennom den finere reservoar formasjonen og lagene av de påfølgende økende permeabilitet, gruspakking, kompletteringens hulrom og inn i produksjonsrørets strøm. Figuren angir Formasjion (1mD-1D), Gruspakking(100D-500D), Kompleteringshulrom og Produksjonsrør. Disse er videre angitt å være tracer forsinkelses kammre hvor tracere er forsinket med karakteristisk oppholdstid dannet av hvert lag.

Fig. 2 er en grovindikasjon på ulike oppholdstider, “tr” for ulike typer av brønnkomponenters oppførsel, tilsiktet eller ikke, som tracer forsinkelseskammer, under utflushing, eller en opphopning av tracer lokalt grunnet stopp i produksjonsstrøm, eller grunnet en injisert tracersky, eller kombinasjonene av de to. tr for ulike forsinkelseskamre er angitt å vise at det blir flere utflushingsresponser

Fig. 3a til Fig 3d er illustrasjoner lik Fig. 1, og

Fig. 3a viser et normalt produksjonsscenario med et tracersystem anordnet på utsiden av produksjonsrøret. I den illustrerte utførelsen er tracersystemet som frigjør tracermolekyler eller partikler anordnet i annulus, nærmere bestemt i kompletteringshulrommet mellom produksjonsrøret og metallsandskjermen. En gruspakking fyller det resterende av annulus radielt ut til borehullsveggen til reservoarformasjonen.

Fig. 3b indikerer en så kalt tracersky som kan danne en diffusjon under shut-in av en brønn, hvori fluider beveger seg minimalt i det illustrerte eksempelet. For lengre stengte perioder vil skyen sannsynligvis spre seg ut forbi borehullsveggen og inn i reservoarformasjonen også.

Fig. 3c illustrerer situasjonen like etter åpning/gjenåpning av strupeventilene; produksjonsstrøm har startet eller er gjenopptatt i produksjonsrøret ved den dannede tracerskyen. Tracerne i produksjonsrøret starter å strømme mot overflaten, men responstiden for tracerskyens innhold, traceroppholdstidene, i kompletteringsrommet i gruspakkingen er vanligvis gradvis lenger med økende avstand fra produksjonsrørsaksen.

Fig. 3d illustrerer et etterfølgende trinn i flushingprosessen hvor mye av tracerne i røret har fulgt med langs produksjonsstrømmen og delen av tracerskyen i kompletteringsrommet har også startet å følge med produksjonsstrømmen.

Figuren viser tracersky som blir flushet mot overflaten, -kompletteringshulromsdelen strømmer nest fortest.

Fig 3e illustrerer et etterfølgende trinn i flushingprosessen hvor tracerskyen i gruspakkingen også er delvis flushet ut til å følge med produksjonsstrømmen og har også migrert betydelig vekk fra borehullsveggen. Trinnene fra Fig 3a til 3d er, med normal produksjonsstrøm, forventet å ta 20-30 sekunder eller vesentlig lenger tid opp til flere minutter. Flushing av gravel, scenario 3e, kan ta opptil en time. Figuren viser tracersky som blir flushet mot overflaten, -gruspakkingensdelen strømmer saktest.

Fig. 4 viser støyfri flux til overflaten med fullt ventilert sandskjerm (kompletteringshulrom) og gruspakking og er et diagram som viser sonebasert tracerflux mot overflaten med full ventilert sandskjerm (kompletteringsrom) og gruspakking, som illustrert i Figurene 3a -3e. Et såkalt “ultrahøy frekvens” sonebasert traserfluxsignal kan ha oppstått på grunn av utflushing av hovedrøret (produksjonsrøret) som sådant, og en puls «bredde» på 10-15 sekunder. Et lavere, men fortsatt høyfrekvens tracer signal er grunnet utflushing av kompletteringsrommet med bådndbredee 10xsekunder. Videre er det et lavfrekvens tracer signal fra utflushing av gruspakking, med en pulsbredde i størrelsesorden av minutter til timer.

Fig. 5 viser data fra en virkelig brønn. Sonebasert tracerflux til overflaten er vist. Fluidprøvetakingsintervall er hvert 5 minutt. En modellert separasjon av målingene til et høyfrekvens sonetracerfluxsignal og et lavere frekvens sonebasert tracerfluxsignal er trukket opp. Det er, grunnet undersampling (for lav fluidprøvetakingsfrekvens), for få datapunkter i starten av fluidsamplingsseriene, vanskelig å skille de sonebaserte tracerflux flushoutene fra hovedrørlineren.

Fig. 6 er en del av en produksjonsbrønn lik illustrasjonene i Fig 1, men her er tracerkildene illustrert som mekanisk frigjøringstracerkilder som tillater dannelse av en tracersky under full produksjonsrate. Siden ingen akkumulering av tracermateriale under en innstrupning er påkrevd kan den mekaniske injektoranordningen danne en tracersky under full produksjonsstrøm. Bemerk at skyen under slike forhold ikke forventes å ha tilstrekkelig tid til å dannes inn i gruspakkingen slik at sonebasert tracerflux som migrer til overflaten vil trolig være av høyfrekvenskomponenter. Et konsept for mekanisk frigjøring av tracere er beskrevet i WO2013062417A1.

Fig. 7 er en forenklet snittillustrasjon av en brønn og dens transportsystem til tracer sampling/monitorerings punkt i henhold til oppfinnelsen. Alminnelig støy og fordreining er beskrevet under. Tracernes bæresystem (Trs1, .., Trsn) er plassert, hver i ulike produksjonssoner (Z), i annulus inntil borehullsveggen i brønnen (1). Mulige innstrømninger av olje, gass, vann og kondensat (Fo,Fc,Fw,Fg) for hver sone er indikert. Blanding med andre brønner kan ha forekommet i innsirklet området, men for illustrasjonsforenkling er dette ikke inkludert

Fig. 8 er en illustrasjonsskisse av en utførelse av oppfinnelsen hvor tracerne måles i gassfasen top side ved f.eks GC, SIFT MS etc.

Fig. 9 en illustrasjonsskisse av en utførelse av oppfinnelsen hvor hver tracer har unike akustiske responser og er detekter og målt av en akustisk klammer eller in-line måleranordning. Akustisk detekterbare tracere:

• Akustisk detekterbare tracerpartikler er injisert inn i nedihullsproduksjonsstrømmen i ulike posisjoner

• Tracerpartiklene vil bære unike adresser for hver sone og vil være programmert til å strømme spesifikk målfase (affinitet)

• Tracerpartiklene vil ha spesielle og unike akustiske responser slik at de vil utøve ulik spredning enn sand, skitt, gassbobler etc

- Resonans kan benyttes

- Ikke lineære effekter kan benyttes.

- Kombinasjoner av de to

Fig. 10 illustrerer deteksjon av tracerpartikler med ikke lineære akustiske egenskaper sammenlignet med olje- eller vannstrømmen de er transportert i. Dette kan utføres direkte på en fase av strømmen. Tracerpartikler strømmer gjennom en ringformet transducerrekke hvor de utsettes for et dual-frekvens akustisk felt. Den høye frekvensen benyttes for partikkelbilderekonstruksjon (deteksjon) mens den lave frekvensen benyttes til å manipulere refleksjonsegenskapene fra og/eller forplanter seg gjennom partiklene; - man kan si at den høyfrekvente spredningen er avhengig fasen til de lavfrekvente. Med dette kan man oppnå en god adskillelse mellom sand/skitt/gassbobler og tracerpartikler. Tracerpartikler blir også valgt og tunet slik at deres ikke-lineære respons er så forskjellig fra sand/skitt som mulig.

Denne teknikken er beskrevet i US2005/0277835A1og er demonstrert for flere bruksområder, men ikke for hydrokarbonproduksjonsstrøm.

Så snart tracerpartikler er skilt fra sand/skitt kan konsentrasjonen av dem bestemmes ved standard prosesseringsteknikker.

Fig. 11 viser tracer transient signaler og er en illustrasjon av sonebasert tracerfluxsignaler for en enkelt tracer i en enkelt sone. Den sonebaserte tracerfluxen med støy er vist i det øvre diagrammet mens den er plottet mot frekvensen i det nedre diagrammet. Dette illustrerer frekvensbåndene av støy og de ulike signalkomponentene fra gravel utflushing, hulromsutflushing (void flush out) og ultrahøy frekvens utflushing fra røret. Nyquist samplings frekvens er vist som to ganger den raskeste frekvenskomponenten av hvilket som helts av signalene eller stø, avhengig av den høyeste frekvensen.

Fig 11a viser Tracer «stabil produksjon» signaler og er en illustrasjon av et tracerfluxsignal for en enkelt tracer hvori informasjonene som bæres av tracerfluxen er, på grunn av en nær stabil strømningsforhold, lavfrekvent. (I nederste illustrasjon er Nyquist Samplings Frekvens sattt til 2 x høyeste støykomponenten).

Fig 12 er en illustrasjon av en utførelse av en flerfase strømningsmåler i henhold til oppfinnelsen. Prøvetakingsrør (SP1, SP2,…) strekker seg inn i hver separerte fasestrøm (Fw, Fo, Fg, Fc). Prøvetakingsventiler (SV, SV1, SV2,…) og distribusjonsventiler (DV, DV1,DV2,…), er videre anordnet i rørarrangementet. En ventilmanifold kan anordnes for distribuering av prøver fra samplingsventilen for å distribuere påfølgende fluidprøver til kromatografkollonner. Dette vil øke samplingsanalysehastigheten betydelig.

Fig 13 en forenklet illustrasjon av prosessflyten av ulike utførelser av oppfinnelsen representert ved fire ulike alternativer. Illustrasjonen viser utførelser hvor monitorering enten utføres på en sidegren av produksjonsstrømmen eller en full produksjonsstrøm. All sampling skal nyttiggjøre Nyquist Samplings Teorem og i henhold til båndvidde av den problemstilte fysikk. Mulighetene/utførelsene kan opereres selvstendig eller i kombinasjon. Variant #4 kan benyttes for kampanjer eller for kalibreringsformål. Monitorer kan kalibreres ved manuell sampling f.eks på et større volum av uttrukket fluidstrømsprøve for analyse i et laboratorie.

Teknisk område for oppfinnelsen

Søkerens studier utført av f.eks konseptet vist i WO2012057634A hvor virkelige målte konsentrasjoner og typer tracermateriale over tid er sammenlignet med beregningsmodellekonsentrasjoner for typen modellerte tracermateriale og justering av modellert massefluxrate for å forbedre samsvaret mellom modellert masseinfluxprofil og den virkelige masseinfluxprofilen som viser at tracer transienter som finnes i brønnboringen slik som i et kompleteringshulrom, i en skjerm, i gruspakkingen og muligens i brønnboringsnære områder av formasjonen spiller en viktig rolle.

Mange studier av virkelige brønner indikerer at tracertransienter etter stengning eller lav produksjonsrate kommer med betydelig lengere tidskonstant enn hva som ville være forventet fra kompletteringshulrom eller fra produksjonsrøret alene. Dette kan også konkluderes både fra CFD-simuleringer og fra strømningstester i laboratoriet. En plausibel forklaring er at tracermolekylene som frigjøres under stengning eller strupet produksjonsrate migrerer inne i annulus som omfatter kompletteringshulrom og gruspakking og muligens inn i de brønn-nære formasjonsområder enten ved diffusjon, dersom stående fluider, eller ved konveksjon om det er kryss-strømmer. Dette vil vanligvis danne tracerforsinkede partier rundt produksjonsrøret, som vi kan kalle «forsinkelseskammer», et kammer hvor tracere er forsinket i henhold til karakteristisk traceroppholdstidsfordeling. Når produksjonen er gjenopptatt til dens ønskede strømningsnivå vil det bli utflushinger fra forsinkelseskammere med ulik permeabilitet, porøsitet og adesjonsparametre som samlet danner traceroppholdstid i de ulike forsinkelseskammerne som er dannet i og rundt en brønnboring, vennligst se illustrasjonen i Figur 1. For å tillate dekomponering av de ulike signalkomponenten er det viktig a tilstrekkelig høy samplingsfrekvenser er utført (Nyquist). På denne måten skulle det være mulig å identifisere de ulike tidskonstantene som tilsvarer de ulike lagene. Dette er dermed avgjørende for estimering av sonebasert hastighet.

Søkeres tidligere patentpublikasjon WO2012057634A er basert på tracertransienter fra kompletteringshulrom hvor geometri og strømningsforhold i de ulike kammerne er antatt kjent. Når disse antagelsene er gyldige vil oppholdstiden fra de ulike kammerne hovedsakelig være en funksjon av strømningsrate gjennom kammerne og tidskonstantene kan sammenlignes fra det ene til det andre og gi relative strømningsrater.

Utnyttelse av flerkammertracerutflushing for sonebasert rateestimering;

Vanligvis er forsinkelseskammer med ulike oppholdstider dannet av

a) produksjonsrør,

b) kompletteringshulrom,

c) menneskeskapte partikkellag i annulus, slik som gruspakke,

d) geologisk formasjon.

Betydelig forskjellige utflushingstider (oppholdstidsfordeling) kan utledes fra de ulike forsinkelseskammerne, slik som indikert i Figur 2..

Figur 3a viser et lignende oppsett som Figur 1 og er geometrien hvorigjennom innstrømningen oppstår. Bemerk at tracerfrigjøringssystemet nå er plassert inn i et såkalt “forsinkelseskammer”: kompletteringshulrommet.

Figur 3b viser et tenkt eksempel hvor et tracersky er dannet rundt et tracersystem under stenging slik at skyen strekker seg ut i annulus: fra produksjonsrøret, kompletteringshulrommet og gruspakking. Figur 3 c-e illustrer situasjonen etter at produksjonen er gjenopptatt: De deler av tracerskyen som har akkumulert i kompletteringshulrommet og produksjonsrøret har kortere oppholdstid og er flushet ut raskere enn de deler av skyen som oppholder seg inne i gruspakkingen, som har både lavere permeabilitet og hvori fluidet har lenger transportavstand og flere mulige veier å gå.

Tracerskydannelse med nedihulls mekanisk injektor

Tracere kan plasseres i ulike soner med mekanisk injektor og/eller frigjøringssystem og kan frigjøres som funksjon av tid, av gitte forhold eller på signal fra overflaten. Mer eller mindre den samme fysikken som for den ovenfor diskuterte traceroppførsel vil være gyldig med unntak av noen faktorer:

• Tracerskyer kan ikke diffundere særlig inn i gruspakkingen slik som for nedstengingsvolumet av væsken så den vil ha høyere frekvens komponenter.

• Tracer skyen som dannes under full produksjonshastighet, som er en stor fordel grunnet uforstyrret stabilitet i produksjonsstrømmen.

• All utflushing vil være raskere og ikke lide av noen opptrappingseffekter som ellers kan gi mer usikker strømningsdynamikk.

Kjent teknikk som fluidprøvetaking fra en brønns produksjonsstrøm og analyse av tracerkonsentrasjon gir inntil maksimalt en fluidprøve pr time, hvilket er for lav frekvens for treacerkonsentrasjonbestemmelse for tracersignalet for å analysere den dynamiske bevegelsen inne i borehullet og alt for lav til å karakterisere støyen i systemet.

Derfor er det behov for et nytt automatisert online prøvetaking- og målesystem for høyfrekvent sampling og analyse.

Samplingsfrekvens

Forvrengning og støy;

Forvrengning og støy er to ulike uønskede effekter på signalet som vill/kan opptre når tracerne beveger ser fra produksjonssonen (sand face) og opp til tracermonitoreringpunktet.

- Forvrenging vil for sonebasert tracerfluxsignaler være ulike former for dispergering; partikler og molekyler er smurt ut ettersom de migrerer. Denne forvrengning vil kun gjøre signalene mer lavfrekvente så for denne oppfinnelsen er ikke dette noe tema, ref Figur 11. Forvrengning kan regnes som en endring i det originale signalet.

- Støy er et uønsket randomsignal som legges på det sonebasert tracerfluxsignalet. Støy er tilført signalene på grunn av ulike strømningsfysiske hendelser når traceren reiser gjennom den øvre del av brønnen og subsea strømningslinjene for å ankomme monitoreringspunktet (TMP). Støy kan variere tilfeldig (strømningsustabilitet) og kan forstyrre prosessen med å trekke ut den ønskede informasjonen som var modulert til tracerflux i nedihulls produksnonssone. For å kunne fjerne støyen fra det sonebaserte fluxsignalet må vi først forsikre oss om at den høyeste mulig tracerstøyfrekvenskomponenten er monitorert (samplet) i henhold til Nyquist teorem.

Nyquist Sampling Theorem anvendt for nedihulls sporing;

Ethvert tracerfluxsignal fra en virkelig brønn kan betraktes som et signal som omfatter komponenter med varierende frekvenser (endring pr tidsenhet).

Tradisjonelt er tracere fra brønner monitorert ved en lav samplingsfrekvens (hvert 5 minutt eller sakter) så det er bygget liten erfaring på å finne den virkelige informasjonsbåndbredde (høyestefrekvenskomponenter) som kan forekomme. Det kan være relevante endringer i sub-minutt størrelser, så båndbredden kan være opp til 0,1Hz (en endringsperiode pr 10 sekunder) eller til og med høyere frekvens. Anta at den høyeste frekvenskomponenten for en gitt sonetracerflux er fmax. I henhold til Nyquist Theorem må tracermonitoreringssamplingshastighet være i det minste 2fmax, eller to ganger den høyest frekvenskomponentene i det sonebaserte tracerfluxsignalet, ref Figur 11. Det betyr at i ekstreme tilfeller kan et sonebasert tracerfluxsignal med en samplingsfrekvens på 0,2 Hz (ett pr 5 sekunder) være nødvendig.

Et slikt ekstremtilfelle er når tracere er injisert direkte inn i produksjonsrørets strøm og transporten til overflaten er relativt dispersjonsfri (kort og stabil strømningsbane). Det kan da være påkrevd å monitorere med en samplingsfrekvens på 0,2 Hz (en prøve pr 5 sek) for å rekonstruere hurtig utflushing fra det nedihulls produksjonsrøret. Et annet eksempel er når to eller flere tracerbærende strømmer fra ulike brønner er blandet i en havbunnsmanifold, og at i det minste en strømningskilde er ustabil, feks. oljevann-gass hastigheter endres raskt.

Kort sammendrag av oppfinnelsen

Foreliggende oppfinnelse relaterer seg til en metode og et apparat for online monitorering av konserntrasjon av olje-, kondensat-, gass- eller vann-følgende tracere i en produksjonsstrøm i en petroleumsproduksjonsbrønn med det mål å estimere nedihulls innstrømningsprofiler av alle faser. Oppfinnelsen omfatter å a) anordne en eller flere distinkte tracerbærersystemer, hvert i ulike produksjonssoner i brønnen, b) de distinkte tracerbærersystemene anordnet for frigjøring av tracere til en fluid i produksjonssonene karakterisert ved c) at treacerne har affinitet etter nedihullsfrigjøring til separate faser av olje, kondensat, gass eller vann som tilsvarer sonevis masseflux ,utføre en kontinuerlig loop av de følgende steg (e) – (f), omfattende: e) benytte en online tracer monitor, utføre prøvetaking av tracerkonsentrasjoner for i det minste en av tracerne i den sonale massefluxen ved en høy samplingsrate, opp til en prøve pr 5 sec., sampling og analysehastighet utført med en hyppighet som tillater Nyquist sampling av informasjon relatert til en eller flere strømningsfysiske hendelser og støy, f) basert på konsentrasjonsverdiene estimere den tilhørende sone tracer flux og sone masseflux av olje, kondensat, gass eller vann for hvert dataleveringspunkt, benytte de et eller flere estimerte sone massefluxer som input til å styre de en eller flere petrotekniske prosessene.

Beskrivelse av utførelser av oppfinnelsen

I det påfølgende blir oppfinnelsen beskrevet med referanse til, men ikke begrenset til, illustrasjonene i de vedlagte figurene.

Søkerens arbeidsprosess er relatert til erverve og behandle sonebasert tracerfluxdata og til slutt levere brukbar informasjon til kunden. Oppfinnelsen relaterer seg til fremskaffelsesdelen og en metode og apparat for høyfrekvent onlinemonitorering av sonal tracerflux av olje-, kondensat,- gass eller vannfølgende tracere i en produksjonsstrøm i en petroleumsbrønn for å detektere tracerkonsentrasjoner som tilhøre de såkalte «ultrahøyfrekvente» sonebaserte flux signaler.

Oppfinnelsen er en tracermetode for online monitorering av nedihulls sonevise bidrag av olje-, kondensat-, gass- eller vannmasseflux (Foz, Fcz, Fwz, Fgz) til en produksjonsstrøm (2) i en petroleumsproduksjonsbrønn (1) omfattende a) anordne en eller flere distinkte tracerbærersystemer (Trs1, Trs2, ..) hvert i ulike produksjonssoner (Z1, Z2, ..) i brønnen (1),

b) de distinkte tracerbærersystemene (Trs, Trs2, ...) anordnet for frigjøring av tracere (Tr1, Tr2, ..) til en fluid i produksjonssonene (Z1, Z2, ...); karakterisert ved

c) at tracerne (Tr1, Tr2, . . ) har affinitet etter nedihullsfrigjøring til separate faser av olje, kondensat, gass eller vann som tilsvarer sonevis masseflux (Fo, Fc, Fw, Fg),utføre en kontinuerlig loop av de følgende steg (e) – (f), omfattende: e) benytte en online tracer monitor (5), utføre prøvetaking av tracerkonsentrasjoner (c1, c2, ...) der i det minste en av tracerne (Tr1, Tr2, ..) i den sonale massefluxen (Fo, Fc, Fw, Fg) ved en høy samplingsrate, sampling og analysehastighet utført vet en tidsrate (R) som tillater Nyquist sampling av informasjon relatert til en eller flere strømningsfysiske hendelser og støy, f) basert på konsentrasjonsverdiene (c1, c2, ...) estimere den tilhørende sone tracerflux og sone masseflux av olje, kondensat, gass eller vann (Foz, Fcz, Fwz, Fgz) for hvert dataleveringspunkt

benytte de et eller flere estimerte sone massefluxer (Foz, Fcz, Fwz, Fgz) for å styre en eller flere petrotekniske prosesser (U1, U2, ...), vennligst se Figur 1. I en utførelse av metoden i henhold til oppfinnelsen vil hele eller deler av en produksjonsstrøm (2) i brønnen (1) separeres ved en nedstrøms lokasjon (4) langs produksjonsrøret (3) i to eller flere adskilte faser (Fo, Fc, Fw, Fg) av olje, kondensat, gass og vann (o, c, g, w).

I en utførelse er tracermonitoreringssystemet (5) en online tracer sensor (5s) som innhenter prøver (s) av i det minster tracerne (Tr1, Tr2,..) i fasene (Fo, Fc, Fw, Fg) med en høy samplingshastighet opp til 1 prøve/5 sek, og en analysator (5a) som analyserer hver av prøvene (s) og utføre et diskret konsentrasjonsestimat (c1, c2,...) av mulige forekommende unike tracere (Tr1, Tr2, ...),der den høye samplings- og analysehatigheten er utført ved en tidsrate (R) som tillater Nyquist sampling av informasjon knyttet til ene eller flere petrotekniske prosesser (U1, U2, ..) og støy, for det mest som en enhet men kan også være separate enheter.

Ved prøvetaking med en høyfrekvent hastighet kan man bli i stand til å rekonstruere alle signaler og støykomponenter for den sonevise tracerflux.

Utnyttelse av Nyquist samplingsteorem er en forutsetning for å oppnå dette. Samplingsfrekvensen må settes til to ganger signalet eller støykomponenten som har den høyeste frekvensen. Rekonstruksjon av alle signaler og støy er en forutsetning for å kunne separere informasjon fra støy. Basert på en sekvens av høyfrekvent konsentrasjonsmålinger blir et godt og pålitelig datapunkt levert med en frekvens som passer kundens arbeidsprosess.

Høyfrekvens rådata tillater estimat av multiple forsinkelseskammers utflushing som indikert i Figur 2. Dette er den hovedsakelige fordelen ved oppfinnelsen og forutsetningen for å benytte forsinkelseskammers utflushingstidskonstanter som en bærer for sonerate informasjon.

Høyfrekvent sampling kan også muliggjøre rekonstruksjon av høyfrekvent tracerpulsankomst. Disse kan i noen tilfeller være viktige bærere av «time-offlight» informasjon, en velkjent teknikk for strømningsrate estimat.

Separasjonen av strømmen kan skje nære ventiler ved sjøbunnen eller på overflateplattformen. Tracermonitoreringssystemet vil bli valgt avhengig av de separerte fasene (olje, gas, vann, væsketype, etc.) og tracertypen som skal måles. For å måle tracerkonstentrasjon til hver type tracer kan det benyttes flere enn ett sensorprinsipp. Metoden er utviklet for høyfrekvens sampling for monitorering av høyfrekvente sonevise tracerfluxer, men for andre formål kan det virke på en tregere basis.

De distinkte tracerbærersystemene (Trs1, Trs2, ...) er anordnet hver i sine forskjellige produksjons soner (Z1, Z2, ...) og nært til sandlaget (sand face). En vanlig plassering er i kompletteringshulrom som det drenerende laget av sandskjermer.

Hovedformålet med oppfinnelsen er monitorering av hva som strømmer hvor og hvor mye som strømmer i produksjonsbrønner. Informasjonen som dannes kan benyttes til direkte handling på en eller flere petrotekniske prosesser. En slik prosess er å benytte resultatet får å styre choken for å justere petroleumsproduksjonen opp eller ned, slik som for å forbedre olje/vann forholdet eller for å tilpasse petroleum/vann/gass strømmen inn i en produksjonsseparator og for å mate data inn i en modell for historisk matching. En fordel med oppfinnelsen er at det er en online automatisk monitoreringsmetode og den tillater ikke bare å utføre kampanjebasert monitorering for en eller et fåtall timer, men til og med kan monitorering pågå i dager, kontinuerlig monitorering over uker, måneder eller til og med år; alltid med muligheten for å fange de hurtigste forandringene og uten noen manuell påkrevd håndtering.

I en utførelse av oppfinnelsen tillates hele eller deler av produksjonsstrømmen (2) i brønnen (1) å bli kontinuerlig separert, naturlig, ved nedstrømslokasjonen (4) og i en utførelse kan hele eller deler av produksjonsstrømmen (2) i brønnen (1) bli kontinuerlig separert i en styrt separator, in-line eller i en sidegren, ved den nedstrøms lokasjonen (4), se Figur 13. I en utførelse av oppfinnelsen utnyttes den annulære separasjonen for strømningsmonitorering til multifasestrømningsmonitoren MPFM (8) til også å måle tracerkonsentrasjoner. En ekstra fordel høstes da ved korrelasjonen med simultan presisjonsestimater av strømningsrater som gis av MPFM. Annulær separasjon vil også oppstå naturlig i enhver strømningslinje og vil bli forsterket gjennom bend; slik at strømningsdrevne sykloneffekter kan benyttes uavhengig av MPFMer. Sentrifuger kan tilføre virkning til separasjonsprosessen.

De petrotekniske prosessene (U1, U2, ..) kan omfatte en eller flere av:

-estimere kvaliteten på opprenskning og initiel innstrømningsprofil av en eller flere av komponentene; olje, kondensat, gass og vann i brønnen (1), -estimere innstrømningsprofilen av en eller flere av de en eller flere komponentene; olje kondensat, gass og vann i brønnen (1) under normal produksjon,

- oppdatere reservoarmodellen i alminnelighet

- bytte injeksjonsmønster fra injeksjonsbrønner

- fjernstyrt justering av styrte nedihullsventiler til å endre tømmemønsteret rundt brønnen (1),

-varsle vanninntrenging inn i en eller flere av produksjonssonene (Z1, Z2, ...) i brønnen (1),

-utføre brønnstrømsdiagnostikk

-utføre integritetsdiagnostikk

-utføre produksjonsallokering

.En eller flere petrotekniske prosesser (U1, U2,...) kan også relateres til operasjoner slik som å åpne eller stenge ventiler for å endre strømning, inntrengning av vann, lekkasjer som oppstår, periodiske flowendringer i reservoaret, støy etc.

I en utførelse av oppfinnelsen der en annulær separasjon utnyttes fra den annulære strømformasjon som oppstår i et multifasemeter MPFM, er online tracermonitoreringssystemet (5) og multifasefluidmeteret MPFM (8) anordnet nær jordoverflaten enten på sjøbunnen ved brønnhodet eller på produksjonsplattformen.

I en utførelse av oppfinnelsen er det online tracermonitorsystemet (5) og multifasefluidmeteret MPFM (8) anordnet nær jordoverflaten enten på havbunn ved brønnhodet eller på produksjonsplattformen.

I en utførelse av oppfinnelsen er online tracermonitoreringssystemet (5) og multifasefluidmeteret (8) anordnet nedihulls nær produksjonssonene.

I en utførelse vil en monitor ha en samplingsanordning, vennligst se en utførelse slik som i fig 12, anordnet for eksempel nær en MPFM. Samplingsanordningen vil være koblet til sensorer og analysator for monitoren ved kortere eller lenger rørsystemer, som tillater sensor og analysator (5) å være plassert i ikke farlig/røffe omgivelser, slik som i et kontrollrom, et laboratorie eller et annet beskyttet område. Sensor og analysator kan være en og samme enhet, en monitor, eller delt i fysisk avdelte enheter, fortrinnsvis med elektronisk kobling. I en utførelse av oppfinnelsen er monitoreringssystemet (5) og multifasefluidmeteret MPFM (8) anordnet nær en linerhenger (11).

En fordel med å sample tracere og fluidstrømning ved samme lokasjon er at begge kan utnytte separert strøm allerede separert for MPFM for tracersamplingen og man måler tracerkonsentrasjoner (c1, c2, ...) på samme lokasjon i strømmen der alle andre stømningsparametre er målt med MPFM (8). Å ha målingene på samme plass vil gi målinger relatert til ett prøvetakingstidspunkt og blir enklere å sammenligne. I tillegg vil det å ha tracerne analysert på samme sted som MPFM gir den fordel å direkte vite strømningforholdene på stedet og med en høy samplings rate.

I en utførelse av oppfinnelsen vil produksjonsstrømmen (2) i brønnen (1) bli kontinuerlig separert til fasestrømmer (Fo, Fc, Fw, Fg) av olje, muligens gass og vann (o, c, g, w) ved flashing, altså ved plutselig trykkfall i hele eller deler av strømmen (2). Monitorering av tracerne kan da utføres av den automatiske samplingsappparaturen topside i gassfase. Tracersensoren er en GC, SIFT MS eller lignende slik som illustrert i Fig. 8. Tracerne som benyttes fil vanligvis være en væske ved et hullbunnstrykk og vil flashe til gassfase når trykket reduseres. Ved en topside ventil blir trykket vanligvis redusert til fra over 10 bar og ned til nesten 1 bar. Gassen vil være enkel å ta ut i en sidestrøm topside og gass tracer mates til topside analyseutstyr. Mange installasjoner har allerede GC-apparatur eller annet analyseutstyr på plass og traceranalyserende apparatur skulle kunne plasseres for å håndtere prøver så raskt som hvert sekund. Gas gasstracere kan bli analysert online topside med sanntidsoverføring av data til et kontor, fortrinnsvis elektronisk overføring, og videre benyttet med andre sanntidsdata av fysiske egenskaper eller strømningsanalyser.

I en utførelse av oppfinnelsen endres affinitetsegenskapene til en eller flere at tracerne (Tr1, Tr2, ..) mellom trinnene (c) og (d) av

c) tracerne (Tr1, Tr2, ..) har affinitet etter nedihullsfrigjøring til separate faser av olje, kondensat, gass eller vann (Fo, Fc, Fw, Fg),

d) tillater hele eller deler av produksjonsstrømmen (2) i brønnen (1) å bli kontinuerlig separert ved en nedihullslokasjon (4) langs produksjonsrøret (3) til to eller flere adskilte faser (Fo, Fc, Fw, Fg) av olje , kondensat, gass eller vann (o,c,g,w).

En måte å utføre dette på er å introdusere en såpe (et overflateaktivt materiale) for å flytte tracerne fra olje (Fo) til vann (Fw) eller endre pH for en eller flere fluider for å flytte tracerne (Tr) fra olje til vann eller vice versa.

Å flytte tracere fra en fase til en annen kan tillate tracerfrigjort eller transportert av en fase i røret til å bli detektert i en annen fase videre nedstrøms ved å benytte monitoreringssystemet (5). For eksempel tracere innrettet til optisk deteksjon i en vannfase kan frigjøres av eller til oljen men senere bli detektert i vannfasen med utsyr som kan måle på en vannfase. Denne metoden kan også benyttes for andre faser, f.eks kan tracere detekteres i en GC innrettet til å måle tracere i gass-strømmen f.eks i faklingssystemet. Man kan dermed altså måle tracere for flere faser uten å sample fluid fra flere faser. Overføringen av tracere mellom faser kan utføres mellom enhver av fasene i strømmen og grunnet særlige f.eks skreddersydde karakteristica for tracerne.

I en utførelse benyttes en syklon for å sentrifugere ut tracerpartikler (Tr), slik som fra olje til vann; i en utførelse ved å fjerne en lett mantel av partikkelen for å endre tracerpartiklenes oppdrift slik at den kan balanseres mot densiteten til et fluid forskjellig fra den den fulgte grunnet affinitet. En mantel kan også ha høyere densitet for å bytte til en tyngre fase etter separasjon fra bulkpartikkelen. I en utførelse av oppfinnelsen under trinn (c), etter frigjøring av tracerne (Tr1, Tr2, ...) som har affinitet til separate faser av olje, kondensat, gass eller vann (Fo, Fc, Fw, Fg), i det at tracerne (Tr1, Tr2, ...) vil følge målfluidet mens det løper nedstrøms, affiniteten er basert på egenskaper slik som å være oleofile eller hydrofile eller basert på likhet i densitet eller overflateegenskaper. Tracerne (Tr1, Tr2, ..) som er oleofile kan også være bunnet eller innlemmet i en tyngre partikkel (høyer densitet enn olje) sentrifugerbart separerbar fra olje til vann. I en utførelse av oppfinnelsen er det distinkte tracerbærersystemet (Trs1, Trs2, ..) innrettet til å frigjøre de unike tracerne (Tr1, Tr2, ..)

- på tilstand til de omgivende fluider (såkalt intelligent frigjøring)

- på krav fra overflatene eller annen nedihullsnode, og eller

- på tid.

I en utførelse av oppfinnelsen er en eller flere av tracerne (Tr1, Tr2, ...) innrettet til å bli detektert ved å benytte optiske anordninger (5s) og å benytte slike optiske anordninger (5s) som deteksjonssensorer. Optiske anordninger kan i en utførelse være et optisk spektroskop. Optiske detektorer kan lett brukes for en vannfase og også for en gassfase. Optisk inspeksjon av oljefasen er ikke like enkel å måle grunnet interferens i det benyttede lys- område. Optisk deteksjon av tracere i oljefasen vil heller utføres i en annen fase etter endring av fase slik som nevnt over. Et unntak er for eksempel deteksjon av tracere med fluoriserende egenskaper som kan være optisk detekterbare i eller på overflaten av en oljefase. I en utførelse omfattende tracere innrettet til elektrisk deteksjon kan oljefasen være en brukbar monitoreringsfase. Optiske anordninger (5) kan i en utførelse omfatte laserkilder og en optisk detektor.

I en utførelse kan det benyttes tunge partikler som har en densitet lik densiteten til vann for å tillate partiklene å migrere til vannet og strømme med vannet, eller for å tillate partiklene å migrer til olje/vann-skille. Dersom de er oleofile vil de oppholde seg i skillet og bli lettere å detektere. I en annen utførelse kan slike partikler være hydrofobe.

I en utførelse av oppfinnelsen kan de en eller flere av tracere (Tr1, Tr2, ..) være akustisk detekterbare. Slike tracere kan være fleksible for å kunne bli separert fra detekterte andre partikler i brønnen, vennligst se Fig. 10. Slike akustiske sensorer (5s) kan være en inline tracermåleranordning eller det kan være en online clamp-on måleranordning eller i kombinasjon med andre utførelser.

Akustisk detekterbare tracerpartikler injiseres nede i hullet i produksjonsstrømmen på ulike plasser. Tracerpartiklene vil bære unike adresser for hver sone og vil bli programmert til å følge spesifikk målfase (affinitet).

Tracerpartiklene kan ha spesielle unike akustiske respons slik at de vil oppføre seg annerledes mhp spredning enn sand, skitt og gassbobler ol. Resonanseffekt, ikke lineære effekter kan benyttes og kombineres for de to.

I en utførelse av oppfinnelsen er en eller flere av (Tr1, Tr2, ..) magnetisk detekterbare og online tracersensoren (5) er en magnetisk in-line tracer målingsanaordning eller en magnetisk clamp-on måleranordning. Denne utførelsen kan benyttes som en «stand alone» metode eller i kombinasjon med andre utførelser.

I en utførelse av oppfinnelsen kan prøvene være hentet fra strømmen ved hjelp av en multifasefluidsampler med to eller flere multifasefluidsamplerrør (SP1, SP2, ...) for å ta fluidprøver av hver separat fasestrøm (Fw, Eo, Fg, Fc), hvor hvert prøvetakerrør videre omfatter en fluidprøvetakingsventil (SV1, SV2, ...), en fordelingsventil (DV1, DV2, ...) som fordeler enkle fluidfaseprøver til en eller flere sensorer og analysatorer (5) for å måle og analysere fluidprøver ved en høy målerate opp til 1 måling/5 sek til en måling pr 5 minutter, vennligst se Fig 12. Det er fordelaktig for opprinnelsen at fluidsamplingen kan kontrolleres på signal fra en operatør f.eks. som en definert kampanje eller på et signal satt som en følge av en annen hendelse, så som endring i strømning, temperatur, trykk målt et annet sted i det monitorerte petroleumssystemet. Distribusjonsventilen vil fordele prøver til de ulike kolonnene i en måler (5) eller til ulike sensorer eller apparater. Dette vil sikre at tracerfluidprøvene blir detektert med den påkrevde høye hastigheten, slik som f.eks. hvert 5. sekund.

I en utførelse av oppfinnelsen er denne fluidsampleren koblet til et multifasemeter og også en tracersensor og dermed danner et komplett tracer- og strømningsmeter for høyfrekvent online monitorering.

Claims

Krav

1. En tracermetode for online monitorering av nedihulls sonevise bidrag av olje-, kondensat-, gass- eller vannmasseflux (Foz, Fcz, Fwz, Fgz) til en produksjonsstrøm (2) i en petroleumsproduksjonsbrønn (1) hvor brønnen har ulike typer brønnkomponenter som opptrer som forsinkelseskamre under utflushing og omfatter

-produksjonsrør,

-kompletteringshulrom,

-gruspakking

og borehullets omkringliggende permeable geologiske formasjoner, omfattende

a) anordne en eller flere distingte tracerbærersystemer (Trs1, Trs2, ..) hvert i ulike produksjonssoner (Z1, Z2, ..) i brønnen (1),

b) de distinkte tracerbærersystemene (Trs, Trs2, ...) anordnet for frigjøring av tracere (Tr1, Tr2, ..) til en fluid i produksjonssonene (Z1, Z2, ...);

k a r a k t e r i s e r t v e d

c) at tracerne (Tr1, Tr2, . . ) har affinitet etter nedihullsfrigjøring til separate faser av olje, kondensat, gass eller vann som tilsvarer sonevis masseflux (Fo, Fc, Fw, Fg), utføre en kontinuerlig loop av de følgende steg (e) – (f), omfattende: e) benytte en online tracer monitor (5), utføre prøvetaking av tracerkonsentrasjoner (c1, c2, ...) for i det minste en av tracerne (Tr1, Tr2, ..) i den sonale massefluxen (Fo, Fc, Fw, Fg) ved en høy, i størrelsesorden 0,2Hz og raskere men bestemt av og samplingsrate, sampling og analysehastighet utført vet en tidsrate (R) som tillater Nyquist sampling av informasjon relatert til en eller flere strømningsfysiske hendelser og støy,

f) basert på tracerkonsentrasjonene (c1, c2, ...) identifisere de ulike traceroppholdstidene (tr) for de ulike forsinkelseskamrene, og videre basert på tracerkonsentrasjonene (c1, c2, ...) samt tilgjengelige produksjonsstrømningsmålinger estimere den tilhørende sonetracerflux og sonemasseflux av olje, kondensat, gass eller vann (Foz, Fcz, Fwz, Fgz) for å danne et pålitelig datapunkt levert med en frekvens som passer en operatørs arbeidsprosess, for således å

benytte de et eller flere estimerte sone massefluxer (Foz, Fcz, Fwz, Fgz) som input til å styre produksjonsbrønnen (1).

2. Metoden i henhold til krav 1, hvor hele eller deler av produksjonsstrømmen (2) i brønnen (1) separeres i to eller flere adskilte faser (Fo, Fc, Fw, Fg) av olje, kondensat, gass og vann (o, c, g, w) før den kontinuerlige loopen av trinn (e) – (f) utføres.

3. Metoden i henhold til krav 2, hvor hele eller deler av produksjonsstrømmen (2) i brønnen (1) bli kontinuerlig separert, naturlig, ved nedstrømslokasjonen (4).

4. Metoden i henhold til krav 1, 2 eller 3, hvor trinnene med å benytte et tracermonitoreringssystem r (5) e) omfatter å benytte en online tracer sensor (5s) som innhenter prøver (s) av i det minster tracerne (Tr1, Tr2,..) i fasene (Fo, Fc, Fw, Fg) med en høy samplingshastighet opp til 1 prøve/5 sek, benyttende en analysator (5a), analysere hver av prøvene (s) og utføre et diskret konsentrasjonsestimat (c1, c2,...) av mulige forekommende unike tracere (Tr1, Tr2, ...),der den høye samplings- og analysehatigheten er utført ved en tidsrate (R) som tillater Nyquist sampling av informasjon knyttet til ene eller flere petrotekniske prosesser (U1, U2, ..) og støy.

5. Metoden i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav, tillatende hele eller deler av produksjonsstrømmen (2) i brønnen (1) å bli kontinuerlig separert, drevet i en separator, inline eller i en sidegren i nedstrøms lokasjonen (4).

6. Metoden i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav, benyttende en eller flere estimert masse fluxer (Foz, Fcz, Fwz, Fgz) som input for å kontroller en eller flere petrotekniske prosesser (U1, U2, ..) i produksjonsbrønnen (1),

hvor den petrotekniske prosessen (U1, U2, ..) omfatter ene eller flere av:

-estimere kvaliteten på opprenskning og initiell innstrømningsprofil av en eller flere av komponentene; olje, kondensat, gass og vann i brønnen (1), -estimere innstrømningsprofilen av en eller flere av de en eller flere komponentene; olje kondensat, gass og vann i brønnen (1) under normal produksjon,

- oppdatere en reservoarmodell i alminnelighet

- fjernstyrt justering av styrte nedihullsventiler til å endre tømmemønsteret rund brønnen (1),

-utføre brønnstrømsdiagnostikk

-utføre produksjonsallokering

-utfylle brønnoptimalisering

-reservoarstyrings hensikter, komplettering, optimalisering og verifikasjon.

7. Metoden i henhold til krav 4, tillatende produksjonsstrømmen (2) i brønnen (1) å bli kontinuerlig ringseparert i ringformede fasestrømmer (Fo, Fc, Fw, Fg) av olje, muligens gass og vann (o,c,g,w).

8. Metoden i henhold til krav 7 hvor den ringformede separasjonene foregår i en syklon (6) i produksjonsstrømmen.

9. Metoden i henhold til krav 7 eller 8, der den ringformede separasjonen utføres ved å utnytte en ringformet strømning som oppstår i et multifasefluidmeter MPFM (8).

10. Metoden i henhold til krav 9, hvor online tracermonitoreringssystemet (5) og multifasefluidmeteret MPFM (8) er anordnet nær jordoverflaten enten på sjøbunnen ved brønnhodet eller på produksjonsplattformen.

11. Metoden i henhold til krav 9 hvor online tracermonitoreringssystemet (5) og multifasefluidmeteret MPFM (8) anordnes nær produksjonssonene.

12. Metoden i henhold til krav 10, hvor tracermonitoreringssystemet (5) og multifasefluidmeteret MPFM (8) anordnes nær en linerhenger (11).

13. Metoden i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav, hvor produksjonsstrømmen (2) i brønnen (1) tillates å separeres kontinuerlig til fasestrømmer (Fo, Fc, Fw, Fg) av olje, kondensat, muligens gass og vann (o,c,g,w) ved flashing, altså ved plutselig trykkfall i hele eller deler av strømmen (2).

14. Metoden i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav, hvor mellom trinn (c) og (d) av

d) tillater hele eller deler av produksjonsstrømmen (2) i brønnen (1) å bli kontinuerlig separert ved en nedihullslokasjon (4) langs produksjonsrøret (3) til to eller flere adskilte faser (Fo, Fc, Fw, Fg) av olje, kondensat, gass eller vann (o,c,g,w) ved en øyeblikkelig endring av affinitetsegneskaper til en eller flere av tracerne (Tr1, Tr2, ...).

15. Metoden i henhold til krav 14, hvor en såpe (et overflateaktivt middel) introduseres for å flytte tracerne (Tr) fra olje (Fo) til vann (Fw).

16. Metoden i henhold til krav 14, hvor pH endres for en eller flere fluider for å flytte tracerne (Tr) fra olje til vann eller vice versa.

17. Metoden i henhold til krav 14, der det benyttes en syklon (6) for å sentrifugere ut tracerpartikler (Tr), for eksempelvis fra olje til vann.

18. Metoden i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav, der under steg (c) tracerne (Tr1, Tr2, ..) etter frigjøring har affinitet til separate faser av olje, kondensat, gass eller vann (Fo, Fc, Fw, Fg), og med det tracerne (Tr1, Tr2, ...) vil følge den strømmende målfluiden under nedstrøms strømning, der affiniteten er basert på egenskaper som å være oleofil, hydrofil eller basert på lik densitet.

19. Metoden i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav, hvor tracerne (Tr1, Tr2, ..) er oleofile bundet til eller innlemmet i tunge partikler (høyere densitet enn olje) og er sentrifugerbart separerbare fra olje til vann.

20. Metoden i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav, hvor hver av tracerne er innrettet til betinget frigjøring – det distinkte tracerbærersystemet (Trs1, Trs2, ..) innrettet til å frigjøre de unike tracerne (Tr1, Tr2, ..)

- på tilstand

- på krav fra overflatene eller annen nedihullsnode,

- på tid.

21. Metoden i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav, hvor en eller flere av tracerne (Tr1, Tr2, ...) er innrettet til å bli detektert ved å benytte optiske anordninger (5s) og å benytte slike optiske anordninger (5s).

22. Metoden i henhold til krav 21, hvor de optiske anordningen (5s) omfatter optisk spektroskopi.

23. Metoden i henhold til krav 21 eller 22, hvor de optiske anordningene er en laserkilde og en optisk detektor.

24. Metoden i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav, hvor de tunge tracerpartiklene (Tr) har densitet lik densiteten til vann.

25. Metoden i henhold til krav 24, hvor tracerne (Tr) er oleofile.

26. Metoden i henhold til krav 24, hvor tracerne (Tr) er hydrofile.

27. Metoden i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav, hvor en eller flere av tracere (Tr1, Tr2, ..) er akustisk detekterbare.

28. Metoden i henhold til krav 27, hvor det online tracer monitoreringssystemet (5) er en akustisk in-line tracermåleranordning.

29. Metoden i henhold til krav 27, hvor det online tracer monitoreringssystemet (5) er en akustisk clamp-on måleranordning.

30. Metoden i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav, hvor en eller flere av tracerne (Tr1, Tr2, ..) er magnetisk detekterbare.

31. Metoden i henhold til krav 30, hvor det online tracermonitoreringssytemet (5) er en magnetisk in-line trecermåleranordning.

32. Metoden i henhold til krav 30, hvor det online tracermonitoreringssytemet (5) er en magnetisk clamp-on måleranordning.

33. Metoden i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav, hvor en eller flere av tracerne (Tr1, Tr2, ...) er isotoper og detekterbare ved strålingssensorer.

34. Metoden i henhold til krav 33, hvor det online tracermonitoreringssystemet (5) omfatter detektorer for stråling fra isotoper.

35. Metoden i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav, hvor en eller flere av tracerne (Tr1, Tr2) er RFID og detekterbare via elektromagnetiske stråler.

36. Metoden i henhold til krav 35, hvor online tracermålersystemet (5) er en detektor basert på elektromagnetiske bølger.

37. Metoden i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav, hvor en eller flere av tracerne (Tr1, Tr2, ...) er kjemiske tracere.

38. Metoden i henhold til krav 37, hvor det online tracermonitoreringssystemet (5) er en analysator for kjemiske tracere.