RU2569143C1 - Method of yield determination of water, oil, gas using flow meter - Google Patents
Method of yield determination of water, oil, gas using flow meter Download PDFInfo
- Publication number
- RU2569143C1 RU2569143C1 RU2014105295/03A RU2014105295A RU2569143C1 RU 2569143 C1 RU2569143 C1 RU 2569143C1 RU 2014105295/03 A RU2014105295/03 A RU 2014105295/03A RU 2014105295 A RU2014105295 A RU 2014105295A RU 2569143 C1 RU2569143 C1 RU 2569143C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- tracer
- well
- container
- chamber
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации промысловых скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.The invention relates to the field of oil and gas industry, in particular to the field of production wells, and can be used in the development of oil, gas and gas condensate fields.
Определение фазовых дебитов скважин является одной из важнейших задач для нефтегазодобывающей промышленности. Данная задача стоит не только во время исследования разведочных скважин, освоения вновь пробуренных скважин, но и в процессе мониторинга работы эксплуатационных скважин.The determination of the phase flow rates of wells is one of the most important tasks for the oil and gas industry. This task is not only during research of exploratory wells, development of newly drilled wells, but also in the process of monitoring the operation of production wells.
Существуют два основных направления расходометрии.There are two main areas of flow metering.
Традиционным методом измерения многофазного потока является фазовая сепарация и замер каждой фазы по отдельности. Это является самым простым и надежным способом измерения многофазного потока. К недостаткам следует отнести необходимость проводить замеры и испытания с сепаратором, которые требуют соблюдения соответствующих мер безопасности и наличия трубной обвязки испытательного оборудования. Данное решение не всегда приемлемо, например, при разработке морских месторождений с использованием платформ или удаленных месторождений, вследствие ограничений по площади поверхности и массе используемого оборудования.The traditional method of measuring multiphase flow is phase separation and the measurement of each phase separately. This is the easiest and most reliable way to measure multiphase flow. The disadvantages include the need to carry out measurements and tests with a separator, which require compliance with appropriate safety measures and the presence of piping of the test equipment. This solution is not always acceptable, for example, when developing offshore fields using platforms or remote fields, due to restrictions on surface area and weight of equipment used.
Другим традиционным направлением является оценка дебитов работы скважины без разделения фаз - многофазная расходометрия. Основными принципами замера расхода смеси являются: замеры дифференциального давления на сужающем устройстве, механические замеры расхода и кросс-корреляционные методы. Фракции в потоке определяют с применением замеров поглощения гаммаизлучения, оценки общих электрических свойств и применением ультразвуковой технологии. Каждая из технологий обладает рядом недостатков и преимуществ и может применяться в зависимости от специфики поставленных задач. Наиболее точными, универсальными и надежными устройствами на сегодняшний день считаются расходомеры, построенные на принципе замеров дифференциального давления и гаммапоглощения. К недостаткам данных технологий можно отнести не только высокую стоимость испытаний, но и довольно узкий диапазон параметров работы скважины (дебит, обводненность и газовый фактор), при выходе за который приходится заново настраивать стенд, используя корреляционные методы.Another traditional direction is the assessment of well production rates without phase separation - multiphase flow measurement. The main principles of measuring the flow rate of the mixture are: differential pressure measurements on the constriction device, mechanical flow measurements and cross-correlation methods. Fractions in the stream are determined using measurements of gamma-ray absorption, estimation of general electrical properties, and application of ultrasonic technology. Each of the technologies has a number of disadvantages and advantages and can be applied depending on the specifics of the tasks. The most accurate, versatile and reliable devices today are considered flow meters, built on the principle of measuring differential pressure and gamma absorption. The disadvantages of these technologies include not only the high cost of testing, but also a rather narrow range of well operation parameters (production rate, water cut and gas factor), beyond which you have to reconfigure the bench using correlation methods.
Известен (SU, авторское свидетельство 987554, опубл. 1981) способ исследования скважин, заключающийся в закачке в скважину люминесцирующего раствора, преимущественно флюоресцина, с последующим измерением интенсивности люминесценции по стволу скважины для целей повышения надежности обнаружения жил асбеста.There is a well-known (SU, copyright certificate 987554, publ. 1981) method for researching wells, which consists in injecting a luminescent solution, mainly fluorescin, into the well, followed by measuring the luminescence intensity along the wellbore to increase the reliability of detection of asbestos cores.
Недостатком известного способа следует признать его малую информативность и не пригодность для исследования промысловых скважин по добыче углеводородов.The disadvantage of this method should be recognized as its low information content and not suitable for the study of field wells for the production of hydrocarbons.
Известен (SU, патент 1473405, опубл. 1987) способ определения характера фильтрации жидкости в пласте, основанный на закачке индикатора в нагнетательную скважину с последующим его определением в отбираемой из добывающей скважины продукции, причем в качестве индикатора в нагнетательную скважину закачивают предварительно введенные в клетки микроорганизмов флюорохромы, устойчивые к пластовой жидкости (эритрозин, акридиновый оранжевый, эозин, флюоресцин или родамин Ж).Known (SU, patent 1473405, publ. 1987) is a method for determining the nature of fluid filtration in a formation, based on the injection of an indicator into an injection well, followed by its determination in the products taken from the producing well, and microorganisms previously introduced into the cells are pumped into the injection well as an indicator formation fluid resistant fluorochromes (erythrosine, acridine orange, eosin, fluorescein or rhodamine G).
Недостатком известного способа следует признать его низкую информативность.The disadvantage of this method should be recognized as its low information content.
Известен (SU, патент 1684491, опубл. 1989) способ исследования динамических процессов многопластового месторождения природных газов. Согласно известному способу вводят в пласт через нагнетательную скважину индикатор в носителе, отсутствующий в природном газе, преимущественно гелий, отбирают пробы из добывающей скважины, определяют время появления индикатора в продукции добывающей скважины, а также зависимость изменения во времени концентрации индикатора в последней и судят о сообщаемости объектов по наличию индикатора в продукции.Known (SU, patent 1684491, publ. 1989) is a method for studying the dynamic processes of a multilayer natural gas field. According to the known method, an indicator in the carrier, absent in natural gas, mainly helium, is introduced into the formation through the injection well, samples are taken from the production well, the time of the indicator appearance in the production of the production well, and the time dependence of the indicator concentration in the latter are determined and the connectivity is judged objects by the presence of an indicator in the product.
Недостаток указанного способа состоит в получении недостоверных данных ввиду неоднозначности интерпретации полученных результатов на многопластовых газовых, нефтяных с газовой шапкой месторождениях и ПХГ. Неэффективно применение известного способа одновременно в нескольких скважинах, вскрывающих один и тот же горизонт (пласт) или различные горизонты (пласты) ввиду неоднозначности интерпретации полученных результатов из-за невозможности идентификации прихода гелия от какой-либо конкретной нагнетательной скважины и возможностью пропуска (потери) части индикаторной волны, обусловленной дискретностью взятия проб флюида. Многократное применение способа на одном месторождении также невозможно из-за повышения фоновых (остаточных) содержаний гелия, волнообразного прихода индикатора со значительной временной задержкой. Невозможно применять известный способ для коллекторов трещинного типа ввиду фиксации только одного максимума прихода индикатора в продукции добывающей скважины. К тому же способ неприменим на газовых и нефтяных, с газовой шапкой, месторождениях с высоким содержанием гелия в добываемой продукции.The disadvantage of this method is to obtain false data due to the ambiguity of the interpretation of the results obtained in multilayer gas, oil and gas cap fields and underground gas storage facilities. It is ineffective to apply the known method simultaneously in several wells that open the same horizon (layer) or different horizons (layers) due to the ambiguity of the interpretation of the results due to the impossibility of identifying the arrival of helium from any particular injection well and the possibility of missing (losing) parts indicator wave due to the discreteness of fluid sampling. Repeated application of the method in one field is also impossible due to an increase in the background (residual) helium contents, a wave-like arrival of the indicator with a significant time delay. It is impossible to apply the known method for fractured reservoirs due to the fixation of only one maximum of the indicator arrival in the production of the producing well. In addition, the method is not applicable in gas and oil, with a gas cap, deposits with a high helium content in the produced products.
Известен (US, патент 4742873, опубл. 1988) способ исследования динамических процессов газовой среды. Согласно известному способу в нагнетательные скважины вводят различные индикаторы в газовом носителе, из добывающих скважин отбирают пробы и определяют концентрации индикаторов во времени в добываемой продукции.Known (US patent 4742873, publ. 1988) a method for studying the dynamic processes of a gaseous medium. According to the known method, various indicators are introduced into the injection wells in a gas carrier, samples are taken from the production wells and the concentration of indicators over time in the produced products is determined.
Недостаток указанного способа связан с тем, что различные индикаторы могут иметь различные свойства по отношению к пластовым условиям, что вносит значительную погрешность в определение объективной картины миграции газа при эксплуатации многопластового месторождения углеводородов.The disadvantage of this method is due to the fact that different indicators may have different properties with respect to reservoir conditions, which introduces a significant error in determining the objective picture of gas migration during operation of a multilayer hydrocarbon field.
Известен (RU, патент 2167288, опубл. 2001) способ исследования динамических процессов газовой среды подземного хранилища газа. Согласно известному способу в период максимального давления через разные центральные нагнетательные скважины закачивают индикаторы в газовом носителе, в каждую из них закачивают индикатор одного цвета в виде газонаполненных микрогранул со степенью дисперсности 0,5-0,6 мкм, а в период снижения давления до минимальной средневзвешенной по площади величины одновременно отбирают пробы газа из добывающих скважин, определяют изменения во времени концентрации индикаторов каждого цвета, находят суммарное количество индикатора каждого цвета, поступившего в каждую нагнетательную скважину, строят карты и по величине долей мигрирующего газа выявляют направление внутрипластовых и межпластовых перетоков и оконтуривают газодинамически различные зоны.Known (RU, patent 2167288, publ. 2001) is a method for studying the dynamic processes of the gaseous environment of an underground gas storage. According to the known method, during a maximum pressure period, indicators in a gas carrier are pumped through different central injection wells, an indicator of the same color is pumped into each of them in the form of gas-filled microgranules with a degree of dispersion of 0.5-0.6 μm, and during a decrease in pressure to a minimum weighted average by area of magnitude, gas samples are simultaneously taken from production wells, the changes in time of the concentration of indicators of each color are determined, the total number of indicator of each color is found, p those who entered into each injection well, maps are made and, by the magnitude of the shares of the migrating gas, the direction of the in-situ and inter-layer flows is detected and the gas-dynamic zones are outlined.
Недостаток этого способа связан с тем, что при отборе пробы нарушается технологический режим работы газовой скважины, заключающийся в том, что необходимо одновременно ежесуточно отбирать пробы газа из добывающих скважин в течение длительного времени, что вносит значительную погрешность в определение объемной картины миграции газа при эксплуатации ПХГ.The disadvantage of this method is that when sampling, the technological mode of operation of a gas well is violated, which consists in the fact that it is necessary to simultaneously take gas samples from production wells for a long time, which introduces a significant error in determining the volumetric picture of gas migration during operation of underground gas storage .
Наиболее близким аналогом разработанного технического решения можно признать (RU, патент 2482272, опубл. 2013) Способ контроля за разработкой месторождения углеводородов с использованием трассера-метки, причем устанавливают на спускаемом оборудовании и затем опускают в скважину на заранее определенное расстояние от устья скважины, по меньшей мере, один контейнер, содержащий трассера-метки, с последующим контролем скважинного флюида или газа на содержание трассера-метки, причем корпус контейнера выполнен из материала, способного растворяться либо разлагаться под действием воды либо газа и устойчивого к действию углеводородной среды.The closest analogue of the developed technical solution can be recognized (RU, patent 2482272, publ. 2013) A method for monitoring the development of a hydrocarbon field using a tracer-tag, moreover, it is installed on the descent equipment and then lowered into the well at a predetermined distance from the wellhead, at least at least one container containing a tracer-tag, followed by monitoring the well fluid or gas for the content of the tracer-tag, the container body being made of a material capable of dissolving or degraded by water or gas, and resistant to hydrocarbon medium action.
Недостатком известного способа следует признать его малую информативность.The disadvantage of this method should be recognized as its low information content.
Техническая задача, решаемая посредством реализации разработанного способа, состоит в расширении номенклатуры способов контроля работы промысловых скважин.The technical problem solved by implementing the developed method consists in expanding the range of methods for monitoring the operation of production wells.
Технический результат, достигаемый при реализации разработанного способа, состоит в увеличении получаемой информации о фильтрации в пласте и о реально протекающих процессах в скважине с конкретизацией во времени и пространстве.The technical result achieved by the implementation of the developed method consists in increasing the information obtained on the filtration in the reservoir and on the actual processes in the well with concretization in time and space.
Для постижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ определения дебитов воды, нефти, газа с использованием расходомерного устройства, содержащего блок управления и считывания, включающий установку на скважине, по меньшей мере, одной камеры, содержащей трассера-метки с последующим количественным контролем скважинного флюида на содержание трассера-метки в потоке скважинного флюида, причем камера выполнена с возможностью высвобождать трассера-метки под внешним воздействием. При реализации способа камеру устанавливают на оборудовании заканчивания и/или на устье скважины, через которые проходит добываемый из скважины флюид, в которой установлена, по меньшей мере, одна емкость в виде контейнера или матрицы, причем контейнер или матрица выполнены с возможностью растворяться или разлагаться под действием воды и устойчивого к действию углеводородной среды, или растворяться или разлагаться только в углеводородной среде с устойчивостью к воде и углеводородному газу, или растворяться или разлагаться только при воздействии углеводородного газа, при этом контейнер или матрица каждого вида содержит трассеры-метки с различными физико-химическими свойствами.To comprehend the indicated technical result, it is proposed to use the developed method for determining the flow rates of water, oil, gas using a flow meter device containing a control and readout unit, including installing at least one chamber containing tracer markers on the well with subsequent quantitative control of the well fluid on the content of the tracer-tag in the flow of the well fluid, and the camera is configured to release the tracer-tag under external influence. When implementing the method, the camera is installed on the completion equipment and / or on the wellhead through which the fluid produced from the well passes, in which at least one container in the form of a container or matrix is installed, the container or matrix being made to dissolve or decompose under the action of water and a hydrocarbon-resistant medium, or dissolve or decompose only in a hydrocarbon medium with resistance to water and hydrocarbon gas, or dissolve or decompose only when the action of hydrocarbon gas, while the container or matrix of each type contains tracer tags with different physico-chemical properties.
Поскольку скважинный флюид является по факту трехкомпонентным потоком (вода - нефть - природный газ) с произвольным соотношением указанных компонентов потока, а используемые контейнеры или матрицы способны выделять уникальные трассеры - метки под действием только одного из компонентов потока, то, проведя на выходе из скважины количественный анализ присутствующих в потоке трассеров-меток, можно с достаточной точностью определить количественный состав скважинного флюида, что позволит путем использования известных в нефтегазодобывающей промышленности приемов изменить количественный состав скважинного флюида.Since the well fluid is in fact a three-component flow (water - oil - natural gas) with an arbitrary ratio of the indicated components of the flow, and the containers or matrices used are capable of identifying unique tracers - marks under the action of only one of the components of the flow, then, after quantitative analysis of the tracers-tags present in the flow, it is possible to determine with sufficient accuracy the quantitative composition of the well fluid, which will allow using well-known in oil and gas production industry tricks to change the quantitative composition of well fluid.
В некоторых вариантах реализации разработанного способа при спуске в составе заканчивания, каждый участок заканчивания, перекрывающий определенный добывающий интервал скважины, оснащен емкостями с уникальным набором трассеров-меток.In some embodiments of the developed method during descent as part of the completion, each completion section that covers a certain production interval of the well is equipped with containers with a unique set of tracer marks.
Емкость может быть установлена с возможностью ее замены после высвобождения трассеров-меток из контейнера или матрицы.The capacity can be installed with the possibility of replacing it after releasing the tracer tags from the container or matrix.
Камера может быть выполнена с возможностью высвобождать трассера-метки под действием управляющего сигнала.The camera may be configured to release tracer marks under the action of a control signal.
В некоторых вариантах реализации разработанного способа камера содержит контейнеры/матрицы с возможностью высвобождать трассера-метки под действием компонент проходящего трехфазного флюида (вода, нефть, газ), причем при прохождении каждой из фаз высвобождается, только определенный вид трассера-метки.In some embodiments of the developed method, the chamber contains containers / matrices with the ability to release the tracer marks under the action of the components of the passing three-phase fluid (water, oil, gas), and only a certain type of tracer is released during the passage of each phase.
В предпочтительном варианте реализации в емкости используют, по меньшей мере, один контейнер или одну матрицу.In a preferred embodiment, the container uses at least one container or one matrix.
В качестве трассеров-меток могут быть использованы нерастворимые частицы размером 1-1000 мкм.As tracer tags can be used insoluble particles with a size of 1-1000 microns.
Также в качестве трассеров-меток могут быть использованы вещества с высокой магнитной или диэлектрической проницаемостью.Also, tracers-tags can be used substances with high magnetic or dielectric constant.
В некоторых вариантах реализации разработанного способа используют контейнеры или матрицы с трассерами-метками, материал которых способен истираться за счет абразивного действия твердый частиц, присутствующих в газе.In some embodiments of the developed method, containers or matrices with tracers-tags are used, the material of which is capable of attrition due to the abrasive action of the solid particles present in the gas.
В некоторых вариантах реализации разработанного способа используют контейнеры или матрицы, имеющие консистенцию геля.In some embodiments of the developed method, containers or matrices having a gel consistency are used.
При реализации способа могут быть использованы контейнеры или матрицы, имеющие форму пластин.When implementing the method, containers or matrices in the form of plates can be used.
Используемые контейнеры или матрицы могут быть твердыми веществами.Used containers or matrices may be solids.
Используемые контейнеры и матрицы могут быть изготовлены как из гидрофильных, так и из гидрофобных материалов.Used containers and matrices can be made of both hydrophilic and hydrophobic materials.
В некоторых вариантах реализации разработанного способа концентрацию трассеров-меток в потоке скважинного флюида определяют путем автоматического считывания трассеров-меток либо отбора проб на устье.In some embodiments of the developed method, the concentration of tracers-tags in the flow of well fluid is determined by automatically reading tracers-tags or sampling at the mouth.
На входе или выходе из камеры расходомера может быть дополнительно установлен ультразвуковой датчик, способный измерять расход протекающего через него газа.An ultrasonic sensor capable of measuring the flow rate of gas flowing through it can be additionally installed at the inlet or outlet of the flowmeter chamber.
В базовом варианте разработанный способ может быть реализован следующим образом.In the basic embodiment, the developed method can be implemented as follows.
В промысловую скважину устанавливают индикаторный многофазный расходомер. Расходомер в данном случае представляет из себя камеру, в которой установлены, по меньшей мере, один контейнер или матрица, содержащие в себе трассера-метки, причем контейнер или матрица выполнены из гидрофильного или гидрофобного материала, либо материала, способного растворяться или разлагаться под действием воды и устойчивого к действию углеводородной среды и газа, либо растворяться или разлагаться только в углеводородной среде с устойчивостью к воде и газу, либо растворяться или разлагаться только при воздействии газовой среды. Также возможно высвобождение трассеров-меток с использованием внешнего управляющего сигнала. Измеряя тем или иным образом концентрацию высвободившегося трассера-метки, возможно однозначным образом определить расход нефти, воды, газа, прошедшие через устройство.An indicator multiphase flow meter is installed in the production well. The flow meter in this case is a chamber in which at least one container or matrix is installed containing tracer tags, the container or matrix made of a hydrophilic or hydrophobic material, or a material capable of dissolving or decomposing under the influence of water and resistant to the action of a hydrocarbon medium and gas, either dissolve or decompose only in a hydrocarbon medium with resistance to water and gas, or dissolve or decompose only when exposed to a gas environment. It is also possible to release tag tracers using an external control signal. By measuring in one way or another the concentration of the released tracer-tag, it is possible to unambiguously determine the flow of oil, water, gas that passed through the device.
Одной из реализации этой технологии является включение расходомерного устройства с флуоресцентными или люминесцентными маркерами в системы заканчивания, например в противопесочные фильтры, и спуске расходомерного устройства в скважину, выделении либо образовании в различных интервалах скважины трассеров-меток и отслеживании их эволюции при распространении в потоке вдоль ствола скважины. Также возможно оснастить различные интервалы маркерами различного цвета, которые высвобождаются при прохождении воды, нефти, газа.One of the implementation of this technology is the inclusion of a flowmeter device with fluorescent or luminescent markers in completion systems, for example, sand filters, and the descent of the flowmeter device into the well, isolation or formation of tracers-markers at various intervals of the well, and tracking their evolution when propagating along the borehole wells. It is also possible to equip various intervals with markers of various colors, which are released during the passage of water, oil, gas.
Для измерения расхода возможно использовать технологию включения флуоресцентных частиц размером 1-1000 мкм в матрицы. Путем автоматического считывания либо отбора проб на устье, измерении концентрации частиц в отбираемых пробах, возможно определить характеристики притока во времени, определить расход нефти, воды и/или газа, определить работающие интервалы скважины во время освоения, определить время прорыва воды, сделать количественные оценки, а также локализовать место прорыва.To measure the flow rate, it is possible to use the technology of incorporating fluorescent particles with a size of 1-1000 microns in the matrix. By automatically reading or sampling at the wellhead, measuring the concentration of particles in the samples taken, it is possible to determine the flow characteristics over time, determine the flow rate of oil, water and / or gas, determine the working intervals of the well during development, determine the time of water breakthrough, make quantitative estimates, and also localize the breakthrough site.
Использование в качестве трассеров-меток частиц размером 1-1000 мкм позволяет измерить концентрацию с высокой точностью и позволит количественно определить расход нефти и воды из различных продуктивных интервалов. Возможна модификация оборудования для принудительного выделения маркеров при подаче управляющего сигнала, например, с помощью повышения давления на устье.The use of particles with a size of 1-1000 microns as tracers-tags allows you to measure the concentration with high accuracy and allows you to quantify the flow of oil and water from various productive intervals. It is possible to modify equipment for the forced selection of markers when applying a control signal, for example, by increasing the pressure at the mouth.
Данный подход позволит на этапе освоения скважины определить работающие нефтью интервалы и оценить эффективность освоения. На более позднем этапе технология позволит определить интервалы прорыва воды для последующих ремонтно-изоляционных работ.This approach will allow, at the stage of well development, to determine the intervals operating with oil and to evaluate the development efficiency. At a later stage, the technology will determine the intervals of water breakthrough for subsequent repair and insulation works.
Другим вариантом реализации технологии является установка расходомера, основанного на выделении трассеров-меток, на устье скважины для определения дебита нефти, воды, газа.Another embodiment of the technology is the installation of a flow meter based on the allocation of tag tracers at the wellhead to determine the flow rate of oil, water, gas.
Способ состоит в следующем. В процессе работы скважины трехфазная смесь поступает в камеру расходомера и проходит через контейнеры. Оболочка контейнеров (матриц) начинает разлагаться/разрушаться и выделять запакованные трассера-метки, и смешиваться с протекающим флюидом. По концентрации трассеров-меток в прошедшем через контейнеры потоке можно однозначно определить расход воды, углеводородов или газа через устройство. Расход газа может быть дополнительно измерен с помощью широко используемых в настоящий момент ультразвуковых датчиков расхода, установленных, при необходимости, на выходе из камеры индикаторного расходомера. Для калибровки расходомера можно использовать лабораторные испытания, по результатам которых определяется соответствие концентрации высвободившихся трассеров-меток из контейнеров/матриц, установленных в расходомере, объемам воды, нефти, газа, проходящих через камеру расходомера.The method is as follows. During the operation of the well, a three-phase mixture enters the flowmeter chamber and passes through the containers. The container shell (matrices) begins to decompose / collapse and release packed tracer marks, and mix with the flowing fluid. By the concentration of tracers-tags in the stream passing through the containers, it is possible to unambiguously determine the flow of water, hydrocarbons or gas through the device. The gas flow rate can be additionally measured using the currently widely used ultrasonic flow sensors installed, if necessary, at the outlet of the chamber of the indicator flow meter. To calibrate the flowmeter, laboratory tests can be used, the results of which determine the correspondence of the concentration of the released tracer-tags from the containers / matrices installed in the flowmeter to the volumes of water, oil, gas passing through the flowmeter chamber.
Индикаторами также могут являться более 100 различных веществ. В качестве трассеров-меток могут быть использованы следующие виды индикаторов:Over 100 different substances can also be indicators. The following types of indicators can be used as tracer tags:
флуоресцентные вещества (флуоресцеин натрия, динатриевая соль эозина, эритрозин, родамин Ж, С и т.д.),fluorescent substances (sodium fluorescein, eosin disodium salt, erythrosine, rhodamine G, C, etc.),
индикаторы радикального типа (например, соединения из класса азотистых - мочевина, аммиачная сера, стабильные нитроксильные радикалы и их производные (амины, соли аминов). Достоинствами подобных индикаторов являются растворимость в воде, отсутствие аналогов в природе, биологически неактивны, химически не взаимодействуют с нефтью, устойчивы в пластовых условиях;indicators of a radical type (for example, compounds from the nitrogen class - urea, ammonia sulfur, stable nitroxyl radicals and their derivatives (amines, amine salts). The advantages of such indicators are water solubility, lack of analogues in nature, biologically inactive, do not chemically interact with oil stable in reservoir conditions;
вещества с высоким поглощением тепловых нейтронов (например, растворы солей бария, бор, кадмий, редкоземельные элементы);substances with high absorption of thermal neutrons (for example, solutions of barium salts, boron, cadmium, rare earth elements);
радиоактивные изотопы (например, тритий - с большим периодом полураспада);radioactive isotopes (for example, tritium - with a long half-life);
вещества с высокой магнитной или диэлектрической проницаемостью;substances with high magnetic or dielectric constant;
нерастворимые частицы размером 1-1000 мкм, например металлические, либо флуоресцентные и/или люминесцентные.insoluble particles with a size of 1-1000 microns, for example metal, or fluorescent and / or luminescent.
Контейнеры/матрицы могут быть изготовлены, например, из битума, каучука, желатина, гипса, растворимого в воде поливинилового спирта, растворимой бумаги, а также из веществ, используемых в фармацевтической промышленности для производства капсул.Containers / matrices can be made, for example, from bitumen, rubber, gelatin, gypsum, water-soluble polyvinyl alcohol, soluble paper, as well as substances used in the pharmaceutical industry for the manufacture of capsules.
При прохождении газа, например, контейнеры или матрицы с трассерами-метками могут начать истираться за счет абразивного действия твердый частиц, присутствующих в газе.With the passage of gas, for example, containers or matrices with tracers-tags can begin to wear due to the abrasive action of the solid particles present in the gas.
Данное изобретение может быть использовано, по меньшей мере, для:This invention can be used at least for:
- измерения поинтервального дебита воды, нефти и/или газа;- measuring the interval flow rate of water, oil and / or gas;
- измерения общего дебита воды, нефти и/или газа на скважине;- measuring the total flow rate of water, oil and / or gas at the well;
- определения времени и места прорывов воды или газа;- determining the time and place of breakthroughs of water or gas;
- определения интенсивности работы отдельных интервалов при освоении скважин;- determine the intensity of individual intervals during well development;
- периодического контроля фазового состава добываемого флюида;- periodic monitoring of the phase composition of the produced fluid;
- предотвращения обводненности скважины путем своевременного измерения содержания воды в добываемом флюиде;- prevention of water cut in the well by timely measurement of the water content in the produced fluid;
- оценки экономики скважины.- estimates of the economy of the well.
К преимуществам разработанного способа можно отнести, в частности:The advantages of the developed method include, in particular:
- низкую себестоимость исследований по сравнению с другими методами;- low cost of research compared to other methods;
- отсутствие радиоактивных веществ в системе измерения;- lack of radioactive substances in the measurement system;
- простоту оборудования, небольшие размеры/вес;- simplicity of equipment, small size / weight;
- экологическую безопасность и не токсичность применяемых при измерениях материалов.- environmental safety and non-toxicity of materials used in measurements.
Claims (14)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014105295/03A RU2569143C1 (en) | 2014-02-13 | 2014-02-13 | Method of yield determination of water, oil, gas using flow meter |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014105295/03A RU2569143C1 (en) | 2014-02-13 | 2014-02-13 | Method of yield determination of water, oil, gas using flow meter |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2569143C1 true RU2569143C1 (en) | 2015-11-20 |
Family
ID=54598325
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014105295/03A RU2569143C1 (en) | 2014-02-13 | 2014-02-13 | Method of yield determination of water, oil, gas using flow meter |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2569143C1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2017095252A1 (en) * | 2015-11-30 | 2017-06-08 | Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн | Method for determining fracture closure pressure in a formation |
| CN108959767A (en) * | 2018-07-02 | 2018-12-07 | 中国地质大学（北京） | A kind of narrow river channel type gas reservoir difference well type condensate injury method for numerical simulation |
| RU2685600C1 (en) * | 2018-07-20 | 2019-04-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ГеоСплит" | Method for determination of downhole fluid inflows at multi-stage hydraulic fracturing of formation |
| RU2685601C1 (en) * | 2018-06-26 | 2019-04-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Method for determining the flow rate of water, oil, gas |
| RU2702446C1 (en) * | 2019-02-22 | 2019-10-08 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Method for determination of well fluid influx from separate well intervals |
| RU2721919C1 (en) * | 2019-06-24 | 2020-05-25 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Method of measuring flow rate of fluid |
| RU2757622C1 (en) * | 2021-01-13 | 2021-10-19 | Владимир Александрович Чигряй | Apparatus for monitoring and operation of boreholes |
| RU2781311C1 (en) * | 2021-05-04 | 2022-10-11 | Олег Николаевич Журавлев | Method for monitoring producing horizontal boreholes |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2011813C1 (en) * | 1991-06-18 | 1994-04-30 | Государственное предприятие "Астраханьгазпром" | Method for determination of tubing-casing and interformation flows in well and device for its realization |
| WO2001081914A1 (en) * | 2000-04-26 | 2001-11-01 | Sinvent As | Reservoir monitoring |
| US20030131991A1 (en) * | 2000-05-31 | 2003-07-17 | Hartog Floor Andre | Tracer release method for monitoring fluid flow in a well |
| EA200701115A1 (en) * | 2004-12-23 | 2008-02-28 | Статойл Аса | TRACE MEASUREMENT IN MULTIPHASE PIPELINES |
| WO2009090494A2 (en) * | 2007-12-13 | 2009-07-23 | Schlumberger Canada Limited | Subsurface tagging system with wired tubulars |
| RU2482272C2 (en) * | 2011-07-12 | 2013-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" | Control method of development of hydrocarbon deposit |
| WO2013135861A2 (en) * | 2012-03-15 | 2013-09-19 | Institutt For Energiteknikk | Tracer based flow measurement |
| RU2502054C1 (en) * | 2012-04-17 | 2013-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Уралтехнология" (ООО НПП "Уралтехнология") | Ultrasonic flow meter |
-
2014
- 2014-02-13 RU RU2014105295/03A patent/RU2569143C1/en active IP Right Revival
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2011813C1 (en) * | 1991-06-18 | 1994-04-30 | Государственное предприятие "Астраханьгазпром" | Method for determination of tubing-casing and interformation flows in well and device for its realization |
| WO2001081914A1 (en) * | 2000-04-26 | 2001-11-01 | Sinvent As | Reservoir monitoring |
| US20030131991A1 (en) * | 2000-05-31 | 2003-07-17 | Hartog Floor Andre | Tracer release method for monitoring fluid flow in a well |
| EA200701115A1 (en) * | 2004-12-23 | 2008-02-28 | Статойл Аса | TRACE MEASUREMENT IN MULTIPHASE PIPELINES |
| WO2009090494A2 (en) * | 2007-12-13 | 2009-07-23 | Schlumberger Canada Limited | Subsurface tagging system with wired tubulars |
| RU2482272C2 (en) * | 2011-07-12 | 2013-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" | Control method of development of hydrocarbon deposit |
| WO2013135861A2 (en) * | 2012-03-15 | 2013-09-19 | Institutt For Energiteknikk | Tracer based flow measurement |
| RU2502054C1 (en) * | 2012-04-17 | 2013-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Уралтехнология" (ООО НПП "Уралтехнология") | Ultrasonic flow meter |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| КОВАЧ Р.Г. И ДР., Метод техногенной магнитной метки для изучения процессов массопереноса в почвенном покрове и эрозионно - русловых системах, 2006, стр. 214. * |
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2017095252A1 (en) * | 2015-11-30 | 2017-06-08 | Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн | Method for determining fracture closure pressure in a formation |
| US10655466B2 (en) | 2015-11-30 | 2020-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method of monitoring of hydraulic fracture closure stress with tracers (variants) |
| RU2685601C1 (en) * | 2018-06-26 | 2019-04-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Method for determining the flow rate of water, oil, gas |
| CN108959767B (en) * | 2018-07-02 | 2020-05-22 | 中国地质大学（北京） | Method for simulating damage numerical values of condensate oil in different well types of narrow-river-channel gas reservoir |
| CN108959767A (en) * | 2018-07-02 | 2018-12-07 | 中国地质大学（北京） | A kind of narrow river channel type gas reservoir difference well type condensate injury method for numerical simulation |
| RU2685600C1 (en) * | 2018-07-20 | 2019-04-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ГеоСплит" | Method for determination of downhole fluid inflows at multi-stage hydraulic fracturing of formation |
| RU2702446C1 (en) * | 2019-02-22 | 2019-10-08 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Method for determination of well fluid influx from separate well intervals |
| RU2814684C2 (en) * | 2019-05-24 | 2024-03-04 | Ресман Ас | Indicator release system and method of use |
| RU2816938C2 (en) * | 2019-05-24 | 2024-04-08 | Ресман Ас | Method and device for quantitative downhole monitoring of multiphase flow |
| RU2817170C2 (en) * | 2019-05-24 | 2024-04-11 | Ресман Ас | Indicator release system and detection method |
| RU2721919C1 (en) * | 2019-06-24 | 2020-05-25 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Method of measuring flow rate of fluid |
| RU2757622C1 (en) * | 2021-01-13 | 2021-10-19 | Владимир Александрович Чигряй | Apparatus for monitoring and operation of boreholes |
| RU2781311C1 (en) * | 2021-05-04 | 2022-10-11 | Олег Николаевич Журавлев | Method for monitoring producing horizontal boreholes |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2569143C1 (en) | Method of yield determination of water, oil, gas using flow meter | |
| RU2548636C2 (en) | Method of tracking of movement of treating liquid in productive formation | |
| Barkman et al. | Measuring water quality and predicting well impairment | |
| Saasen et al. | Automatic measurement of drilling fluid and drill-cuttings properties | |
| RU2482272C2 (en) | Control method of development of hydrocarbon deposit | |
| RU2535319C1 (en) | Method for determining properties of productive formation | |
| GB2528716A (en) | Fluid identification system | |
| CN104114811A (en) | Lithology and borehole condition independent methods for locating tagged proppant in induced subterranean formation fractures | |
| US20210033515A1 (en) | Method for quantifying porous media by means of analytical particles and uses thereof | |
| Vetter et al. | Particle invasion into porous medium and related injectivity problems | |
| RU164347U1 (en) | DEVICE WITH INDICATOR IN AN AMPOULE FOR TRACER RESEARCH OF HORIZONTAL WELL WITH SEPARATED INTERVAL PACKERS AND INTERMEDIATE HYDRAULIC BREAKING | |
| RU2685601C1 (en) | Method for determining the flow rate of water, oil, gas | |
| Ma et al. | Discrete microbubbles flow in transparent porous media | |
| WO2014104914A1 (en) | Hydrocarbon field development control method | |
| RU2577865C1 (en) | Method of indicating investigation of wells and interwell space | |
| RU2611131C1 (en) | Method for detection of watering wells and water inflow intervals in gas wells | |
| RU2354826C2 (en) | Method of continuous discrete indicator mark sampling from gas hole and device to this end | |
| Land et al. | Ground-water quality of coastal aquifer systems in the West Coast Basin, Los Angeles County, California, 1999–2002 | |
| KR20120115376A (en) | Estimation of reservoir permeability | |
| Hartvig et al. | Use of a New Class of Partitioning Tracers to Assess EOR and IOR Potential in the Bockstedt Field | |
| RU2167288C2 (en) | Method of research of gas medium dynamic processes of underground gas storage | |
| WO2022173323A1 (en) | Method for determining the flow profile of oil and gas producing wells | |
| Chevalier et al. | A novel experimental approach for studying spontaneous imbibition processes with alkaline solutions | |
| CN113153278A (en) | Tracing monitoring and explaining method for multi-section fracturing production profile | |
| Krejci et al. | Groundwater assessment in a coal measures sequence using borehole magnetic resonance |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190214 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20191024 |