RU2810391C2 - Способ определения профиля притоков нефте- и газодобывающих скважин методом маркерной диагностики - Google Patents
Способ определения профиля притоков нефте- и газодобывающих скважин методом маркерной диагностики Download PDFInfo
- Publication number
- RU2810391C2 RU2810391C2 RU2021103401A RU2021103401A RU2810391C2 RU 2810391 C2 RU2810391 C2 RU 2810391C2 RU 2021103401 A RU2021103401 A RU 2021103401A RU 2021103401 A RU2021103401 A RU 2021103401A RU 2810391 C2 RU2810391 C2 RU 2810391C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- markers
- well
- polymer composition
- gas
- marker
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 239000003550 marker Substances 0.000 title claims abstract description 29
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 86
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 64
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 54
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 31
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 claims abstract description 20
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims abstract description 18
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000000684 flow cytometry Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000006068 polycondensation reaction Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000010801 machine learning Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000012767 functional filler Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 25
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 11
- 239000002096 quantum dot Substances 0.000 claims description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 9
- 241001086438 Euclichthys polynemus Species 0.000 claims description 7
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims description 6
- 238000012549 training Methods 0.000 claims description 6
- 230000006399 behavior Effects 0.000 claims description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 5
- 239000008187 granular material Substances 0.000 claims description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 3
- MARUHZGHZWCEQU-UHFFFAOYSA-N 5-phenyl-2h-tetrazole Chemical compound C1=CC=CC=C1C1=NNN=N1 MARUHZGHZWCEQU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 2
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011701 zinc Substances 0.000 claims description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 claims 1
- -1 selenide sulfide Chemical class 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 10
- 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract description 8
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 17
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 11
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 9
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 9
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 7
- 229920001477 hydrophilic polymer Polymers 0.000 description 7
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 7
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 6
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 5
- 229920001600 hydrophobic polymer Polymers 0.000 description 5
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 1,2-Divinylbenzene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1C=C MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920000877 Melamine resin Polymers 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N Tetraethyl orthosilicate Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)OCC BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001807 Urea-formaldehyde Polymers 0.000 description 1
- GZCGUPFRVQAUEE-SLPGGIOYSA-N aldehydo-D-glucose Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C=O GZCGUPFRVQAUEE-SLPGGIOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000005558 fluorometry Methods 0.000 description 1
- IVJISJACKSSFGE-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;1,3,5-triazine-2,4,6-triamine Chemical compound O=C.NC1=NC(N)=NC(N)=N1 IVJISJACKSSFGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 238000004020 luminiscence type Methods 0.000 description 1
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000012857 radioactive material Substances 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003346 selenoethers Chemical class 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при контроле за разработкой продуктивного пласта. Техническим результатом является повышение степени достоверности результатов определения внутрискважинных притоков нефти, воды и газа. Заявлен способ определения профиля притока пластового флюида и/или газа в вертикальных и/или горизонтальных скважинах, включающий получение полимерной композиции, содержащей монодисперсные люминесцирующие полимерные микросферы в качестве маркеров, спуск маркера в составе указанной полимерной композиции в скважину, отбор проб пластового флюида на поверхности и последующий их анализ на предмет определения количества маркеров различных кодов с использованием проточной цитофлуорметрии. Получение маркера осуществляют с использованием люминесцирующего вещества, флюоресцирующего после воздействия УФ-излучения или видимого излучения с длиной волны от 320 до 760 нм в области длин волны 350-780 нм, как индивидуально, так и в виде смесей указанных люминесцирующих веществ путем радикальной сополимеризации, дисперсионной поликонденсации или гидролитической поликонденсации, с получением маркеров как в сухом виде, так и в виде дисперсии содержащей 10-60 мас. % сухого остатка. В качестве несущей среды используют полимерную композицию, в которой в качестве основы используют трехмерные полимеры, содержащие в своем составе функциональные наполнители, выбранные таким образом, чтобы вся полимерная композиция имела гидрофильные и/или олеофильные свойства и/или была способна выделять маркеры в газовой поток. Введение маркеров осуществляют в составе компоновки заканчивания горизонтальной скважины. Определение кодов и концентраций маркеров в пробах скважинной жидкости осуществляют с использованием проточной цитофлюорометрии с последующей обработкой ее результатов с использованием программного обеспечения, работающего по алгоритмам машинного обучения, по полученным результатам которой определяют профили притоков водной, углеводородной и/или газовой фаз пластовой продукции. 10 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к нефте-газодобывающей промышленности и может быть использовано при контроле за разработкой продуктивного пласта.
Основной задачей добычи нефтедобывающей промышленности является повышение эффективности разработки продуктивного пласта и повышение отдачи добывающих скважин. Для оптимизации режима работы скважин необходимо обеспечение наличия достоверной информации об интенсивности поступления пластовых жидкостей в том или ином интервале (ствола скважины или продуктивного пласта). Эта информация позволяет уточнить гидродинамическое состояние залежи и оптимизировать добычу. Таким образом, актуальным является обеспечение достоверности количественного определения притока добываемой жидкости в каждый отдельный интервал скважины.
Известны различные способы определения притока жидкости или газа, в том числе с использованием трассеров – индикаторов, меток, идентифицируемых в добываемой жидкости, являющиеся наиболее прямыми и достоверными методам получения достоверной информации, основанными на использовании данных о перемещении трассеров вместе с жидкостью – носителем с учетом фильтрационно-емкостных параметров продуктивного пласта, изменения пластовых и забойных величин давления.
Известен способ (US 10253619B2, опубл. 09.04.2019). Способ заключается в использовании компоновки эксплуатационной трубы для добывающей нефтяной скважины, по меньшей мере, с одним из скважинных флюидов (нефть, газ или вода), двумя или более зонами притока или местами притока к производственному потоку в центральной добывающей трубе в указанной скважине, с источниками индикаторов с различными индикаторными материалами на известных уровнях скважины, одна или несколько отдельных камер задержки, расположенных как компонент заканчивания в указанной трубе, камеры задержки, снабженные упомянутым одним или несколькими источниками индикаторов, размещенными в кольцевом пространстве, образованном между заканчиванием трубу и стенку ствола скважины, по меньшей мере, с одним из указанных источников индикатора, расположенным открытым для текучих сред по меньшей мере в одной из упомянутых зон притока, причем камеры задержки имеют одно или несколько отверстий для потока текучей среды в упомянутой центральной трубе. К недостаткам указанного способа следует отнести необходимость остановки скважины для накопления необходимой концентрации трассеров в пластовой жидкости для надежного ее определения хроматографическим методом.
Известен способ (US 20110257887 A1, опубл. 20.10.2011) мониторинга скважины, который осуществляется путем подачи индикаторного радиоактивного материала в один или несколько участков внутри или вблизи ствола скважины, так что индикатор может входить в поток и присутствовать в потоке из ствола скважины; многократный отбор проб из потока из ствола скважины и анализ проб на наличие индикатора в непосредственной близости от буровой площадки. Отбор проб из потока обычно производится на поверхности и может производиться автоматическим оборудованием, управляемым запрограммированным компьютером. Компьютер может быть запрограммирован на выполнение действий, таких как управление клапаном в скважине, в ответ на обнаружение индикатора. Повторный отбор проб и анализ на месте могут предоставить информацию примерно в реальном времени и, таким образом, объединить использование индикаторов в общий процесс мониторинга и контроля.
Известен (US000010669839B2, опубл. 02.06.2020) способ оценки профиля притока по меньшей мере для одного скважинного флюида в добывающую нефтяную скважину с двумя или более зонами притока или местами притока к производственному потоку, при этом скважина содержит источники индикаторов с различными индикаторными материалами на известных уровнях скважины, при по меньшей мере один из указанных источников индикаторов, расположенных ниже по потоку и подверженных воздействию флюидов, по меньшей мере, в одной из указанных зон притока, при этом каждый указанный источник индикаторов имеет равномерную скорость выброса в указанный скважинный флюид, отличающийся тем, что один или несколько источников индикаторов предоставлены в одной или несколько камер задержки для циркуляции жидкости с просочившимся индикаторным материалом с постоянной времени, которая значительно превышает скорость диффузии от источника индикатора в скважинный флюид, при этом способ дополнительно включает: предоставление проб, взятых из производственного потока в месте ниже по течению от источников трассировки в течение периода времени, когда переходный процесс трассера обнаруживается в расположении ниже по потоку, анализируя упомянутый образец по концентрациям и типам индикаторного материала из упомянутых возможных источников индикаторов в зависимости от времени отбора проб или совокупного произведенного объема; и на основе указанных измеренных концентраций и времени их отбора проб или совокупного произведенного объема вычисление объемов притока.
Известен метод (US 201414782209, опубл. 18.02.2016) обнаружения или картирования зон потенциального притока газа из геологической породы в газовую скважину, включающий в себя следующие этапы: маркировка зон потенциального притока с помощью индикаторных систем с соответствующими уникальными индикаторами; заполнение газовой скважины с поверхности через устье скважины жидкостью, в которой содержатся индикаторы, имеющие сродство с указанной жидкостью; добыча жидкости из скважины, последовательный отбор проб из добываемой жидкости, анализ образцов, чтобы доказать возможное присутствие одного или несколько индикаторов, или даже измерить концентрацию индикаторов. К недостаткам этого способа следует отнести необходимость остановки скважины, закачивания в нее посторонней жидкости с трассерами и весьма непродолжительное время мониторинга.
Наиболее близким к заявляемому является способ (RU 2685600) определения внутрискважинных притоков флюида при многоступенчатом гидроразрыве пласта, включающий получение флуоресцентного маркера в виде полимерных микросфер с приготовлением дисперсии смолы и люминесцирующих веществ, объединение полученного маркера с несущей средой, подаваемой в скважину, введение маркера с указанной несущей средой в скважину, отбор проб из скважины и их анализ с определением кодов и концентраций маркеров в пробах скважинной жидкости с использованием флюорометрии, определение на основе результатов указанных анализов внутрискважинных притоков флюида, предусматривает, что получение указанного маркера осуществляют с использованием люминесцирующего вещества, флюоресцирующего после воздействия УФ-излучения или видимого излучения с длиной волны от 320 до 760 нм в области длин волны 350-780 нм, как самостоятельного, так и в виде бинарных смесей указанных люминесцирующих веществ при их соотношении от 0,01 : 0,99 до 0,99 : 0,01, путем радикальной сополимеризации стирола с дивинилбензолом или дисперсионной поликонденсации меламиноформальдегидной или карбамидоформальдегидной смолы, или гидролитической поликонденсации тетраэтоксисилана, вводимых в виде 20-30%-ной их водной суспензии, при его количестве в смеси 0,1-5,0 % от массы отвержденной смолы, с получением дисперсии, содержащей 40-60 мас. % сухого остатка, в качестве несущей среды используют алюмосиликатный проппант, где указанный маркер размещен в гидрофильном или гидрофобном полимерном покрытии, выполненном на основе эпоксидной смолы, указанное введение осуществляют в горизонтальную скважину, указанное определение кодов и концентраций маркеров в пробах скважинной жидкости осуществляют с использованием проточной цитофлюорометрии, по полученным результатам которой осуществляют расчет притоков соответствующих стадий гидроразрыва. К недостаткам указанного изобретения следует отнести возможность его использования только в случае многостадийного гидроразрыва пласта.
Техническим результатом заявленного способа является повышение степени достоверности результатов определения внутрискважинных притоков флюида при многоступенчатом гидроразрыве пласта.
Технический результат заявленного изобретения заключается в следующем. Определяют профиль притока пластового флюида и/или газа в вертикальных и/или горизонтальных скважинах, который включает получение полимерной композиции, содержащей монодисперсные люминесцирующие полимерные микросферы в качестве маркеров, спуск маркера в составе указанной полимерной композиции в скважину, отбор проб пластового флюида на поверхности и последующий их анализ на предмет определения количества маркеров различных кодов с использованием проточной цитофлуорометрии, определение на основе результатов указанных анализов внутрискважинных притоков флюида и/или газа. Способ отличается тем, что получение указанного маркера осуществляют с использованием люминесцирующего вещества, флюоресцирующего после воздействия УФ-излучения или видимого излучения с длиной волны от 320 до 760 нм в области длин волны 350-780 нм, как индивидуально, так и в виде смесей указанных люминесцирующих веществ путем радикальной сополимеризации, дисперсионной поликонденсации или гидролитической поликонденсации, с получением маркеров как в сухом виде, так и в виде дисперсии, содержащей 10-60 мас. % сухого остатка, в качестве несущей среды используют полимерную композицию, указанное введение осуществляют в компоновку заканчивания горизонтальной скважины, указанное определение кодов и концентраций маркеров в пробах скважинной жидкости осуществляют с использованием проточной цитофлюорометрии с последующей обработкой ее результатов с использованием программного обеспечения, работающего по алгоритмам машинного обучения, по полученным результатам которой осуществляют расчет вклада соответствующих интервалов в общий дебит скважины фаз пластового флюида, а именно нефти, воде, газу или газоконденсату.
В качестве маркеров получают люминесцирующие полимерные гидрофильные и/или олеофильные и/или газовые маркеры, представляющие собой монодисперсные микросферы с размером от 0,2 до 500 мкм.
В качестве источника люминесценции используют вещество, выбранное из группы квантовых точек, включающей селенид, сульфид, теллурид цинка и/или кадмия, и/или органические люминесцирующие вещества. При этом, в составе одного маркера комбинируют квантовые точки n типов, отличающихся по положению максимума их флуоресценции, при этом получают маркеры, содержащие по одной, две, три, четыре, пять, шесть, семь и восемь различных квантовых точек в различных соотношениях и комбинациях в одном маркере, таким образом, общее количество различных по характеристикам флуоресценции маркеров, т.е. кодов, составляет 2n-1.
В качестве основы полимерной композиции используют трехмерные полимеры, содержащие в своем составе функциональные наполнители, выбранные таким образом, чтобы вся полимерная композиция имела либо гидрофильные, либо олеофильные свойства, либо была способна выделять маркеры в газовой поток.
Полимерную композицию получают либо в виде листов с толщиной от 1 до 30 мм, либо в виде гранулята со средним размером частиц от 500 мкм до 10 мм.
Указанную полимерную композицию помещают в кассету и спускают в составе компоновки нижнего заканчивания скважины, при этом кассета может обеспечивать расположение полимерной композиции в заколонном пространстве, при этом кассета представляет собой щелевой или проволочный фильтр, сваркой или резьбовыми винтами крепящийся к стопорным кольцам. Сборка кассеты болтами или сварка производится после помещения полимерной композиции под фильтровую часть, далее кассета сажается сверху перфорированной или глухой трубы хвостовика и крепится на его тело при помощи резьбовых соединений.
На каждом интервале скважины используют уникальный код маркера, при этом используют гидрофильные композиции и/или олеофильные композиции, гидрофильные и/или композиции для определения притоков газа, олеофильные и/или композиции для определения притоков газа, и/или одновременно все три вида полимерных композиций.
Для обработки результатов данных цитофлуорометрии используют программное обеспечение, работающее на алгоритмах машинного обучения, при этом в качестве обучающих выборок используют данные по выделению маркеров из полимерных композиций, непосредственно погруженных в скважину.
Для определения профиля притоков водной, углеводородной и газовой фаз пластовой продукции используют данные проточной цитофлуорометрии совместно с данными геометрии и схемы заканчивания скважины, а именно дизайна и отчета о проведении многостадийного гидроразрыва пласта, отчета по перфорации скважины и инклинометрии ствола; исследований скважины до ввода в промышленную эксплуатацию, а именно геофизических исследований в процессе бурения и промысловых исследований скважин, а именно промыслово-геофизических исследований скважины на кабеле или ГНКТ, гидродинамических исследований скважины, устьевого, забойного давления, расходов по жидкости, по нефти и по воде; априорной геологической информации, а именно геологических профилей, структурных карт, карт нефте- и водонасыщенности; свойств и состава пластовых флюидов, а именно фазового поведения, плотности, вязкости при изменяющихся условиях давления, температуры и объема.
Техническим результатом, обеспечиваемым заявленным изобретением, является повышение степени достоверности результатов определения внутрискважинных притоков нефти, воды и газа.
Изобретение может быть проиллюстрировано следующими примерами.
Пример 1. Получают монодисперсные трехмерные полимерные микросферы со средним размером 200 нм одним из способов радикальной гомо- и полимеризации, при этом используют в качестве источника флуоресценции 8 типов квантовых точек, флюоресцирующих после воздействия УФ-излучения или видимого излучения с длиной волны от 320 до 760 нм в области длин волны 350-780 нм как индивидуально, так и в виде смесей. Таким образом получают 255 типов микросфер, различных по характеристикам флуоресценции маркеров, т.е. кодов. Указанные коды используют в полимерной композиции в качестве носителей аналитического сигнала. Готовят 3 различных типа полимерной композиции в виде листов толщиной 10 мм.
Первый тип представляет собой гидрофильную полимерную композицию, свойство гидрофильности которой придают специальные наполнители, обеспечивающие ее смачивание водной фазой пластового флюида. Второй тип представляет собой гидрофобную полимерную композицию, свойство гидрофобности которой придают специальные наполнители, обеспечивающие ее смачивание углеводородной фазой пластового флюида. Третий тип представляет собой композицию, способную выделять микросферы в газовый поток.
Затем полимерную композицию помещают в кассету и спускают в составе компоновки нижнего заканчивания скважины, кассета обеспечивает расположение полимерной композиции в заколонном (затрубном) пространстве, при этом кассета представляет собой щелевой фильтр резьбовыми винтами крепящийся к стопорным кольцам; сборка кассеты производится после помещения полимерной композиции под фильтровую часть, далее кассета сажается сверху перфорированной трубы хвостовика и крепится на его тело при помощи резьбовых соединений. На одном интервале исследования скважины используют три кассеты, в каждую из которых помещен один тип полимерной композиции: в первой кассете гидрофильный, во второй – гидрофобный, в третьей – тип композиции, выделяющей флуоресцирующие микросферы в газовый поток. Далее кассета сажается сверху перфорированной или глухой трубы хвостовика и крепится на его тело при помощи резьбовых соединений. На каждом интервале скважины используют уникальный код маркера.
После помещения кассет в скважину проводят отбор проб пластового флюида. Пробы подвергают процессу пробоподготовки, заключающемуся в переводе маркеров из водной и углеводородной фаз пластового флюида в дистиллированную воду. Полученные в результате процесса пробоподготовки образцы помещают в проточный цитофлуориметр и определяют содержание каждого типа маркеров и каждой фазе пластового флюида. Для обработки результатов данных цитофлуорометрии используют программное обеспечение, работающее на алгоритмах машинного обучения. В качестве обучающих выборок используют данные по выделению маркеров из полимерных композиций, непосредственно погруженных в скважину.
Для определения профиля притоков водной, углеводородной и газовой фаз пластовой продукции используют данные проточной цитофлуорометрии совместно с данными геометрии и схемы заканчивания скважины, а именно дизайна и отчета проведения многостадийного гидроразрыва пласта, отчета по перфорации скважины и инклинометрии ствола; исследований скважины до ввода в промышленную эксплуатацию, а именно геофизических исследований в процессе бурения и промысловых исследований скважин, а именно промыслово-геофизических исследований скважины на кабеле или ГНКТ, гидродинамических исследований скважины, устьевого, забойного давления, расходов по жидкости, по нефти и по воде; априорной геологической информации, а именно геологических профилей, структурных карт, карт нефте- и водонасыщенности; свойств и состава пластовых флюидов, а именно фазового поведения, плотности, вязкости при изменяющихся условиях давления, температуры и объема.
Пример 2. Получают монодисперсные трехмерные полимерные микросферы со средним размером 10 мкм одним из способов радикальной гомо- и полимеризации, при этом используют в качестве источника флуоресценции 8 типов квантовых точек, флюоресцирующих после воздействия УФ-излучения или видимого излучения с длиной волны от 320 до 760 нм в области длин волны 350-780 нм как индивидуально, так и в виде смесей. Таким образом получают 255 типов микросфер, различных по характеристикам флуоресценции маркеров, т.е. кодов. Указанные коды используют в полимерной композиции в качестве носителей аналитического сигнала. Готовят 2 различных типа полимерной композиции в виде листов толщиной 1 мм.
Первый тип представляет собой гидрофильную полимерную композицию, свойство гидрофильности которой придают специальные наполнители, обеспечивающие ее смачивание водной фазой пластового флюида. Второй тип представляет собой гидрофобную полимерную композицию, свойство гидрофобности которой придают специальные наполнители, обеспечивающие ее смачивание углеводородной фазой пластового флюида.
Затем полимерную композицию помещают в кассету и спускают в составе компоновки нижнего заканчивания скважины, кассета обеспечивает расположение полимерной композиции в заколонном (затрубном) пространстве, при этом кассета представляет собой щелевой фильтр сваркой крепящийся к стопорным кольцам; сборка кассеты производится после помещения полимерной композиции под фильтровую часть, далее кассета сажается сверху перфорированной трубы хвостовика и крепится на его тело при помощи резьбовых соединений. На одном интервале исследования скважины используют две кассеты, в каждую из которых помещен один тип полимерной композиции: в первой кассете гидрофильный, во второй – гидрофобный. Далее кассета сажается сверху перфорированной или глухой трубы хвостовика и крепится на его тело при помощи резьбовых соединений. На каждом интервале скважины используют уникальный код маркера.
После помещения кассет в скважину проводят отбор проб пластового флюида. Пробы подвергают процессу пробоподготовки, заключающемуся в переводе маркеров из водной и углеводородной фаз пластового флюида в дистиллированную воду. Полученные в результате процесса пробоподготовки образцы помещают в проточный цитофлуориметр и определяют содержание каждого типа маркеров и каждой фазе пластового флюида. Для обработки результатов данных цитофлуорометрии используют программное обеспечение, работающее на алгоритмах машинного обучения. В качестве обучающих выборок используют данные по выделению маркеров из полимерных композиций, непосредственно погруженных в скважину.
Для определения профиля притоков водной и углеводородной фаз пластовой продукции используют данные проточной цитофлуорометрии совместно с данными геометрии и схемы заканчивания скважины, а именно дизайна и отчета проведения многостадийного гидроразрыва пласта, отчета по перфорации скважины и инклинометрии ствола; исследований скважины до ввода в промышленную эксплуатацию, а именно геофизических исследований в процессе бурения и промысловых исследований скважин, а именно промыслово-геофизических исследований скважины на кабеле или ГНКТ, гидродинамических исследований скважины, устьевого, забойного давления, расходов по жидкости, по нефти и по воде; априорной геологической информации, а именно геологических профилей, структурных карт, карт нефте- и водонасыщенности; свойств и состава пластовых флюидов, а именно фазового поведения, плотности, вязкости при изменяющихся условиях давления, температуры и объема.
Пример 3. Получают монодисперсные трехмерные полимерные микросферы со средним размером 1 мкм одним из способов радикальной гомо- и полимеризации, при этом используют в качестве источника флуоресценции 8 типов квантовых точек, флюоресцирующих после воздействия УФ-излучения или видимого излучения с длиной волны от 320 до 760 нм в области длин волны 350-780 нм как индивидуально, так и в виде смесей. Таким образом получают 255 типов микросфер, различных по характеристикам флуоресценции маркеров, т.е. кодов. Указанные коды используют в полимерной композиции в качестве носителей аналитического сигнала. Готовят гидрофильную полимерную композицию в виде листов толщиной 5 мм. Свойство гидрофильности которой придают специальные наполнители, обеспечивающие ее смачивание водной фазой пластового флюида.
Затем полимерную композицию помещают в кассету и спускают в составе компоновки нижнего заканчивания скважины, кассета обеспечивает расположение полимерной композиции внутри обсадной колонны, при этом кассета представляет собой щелевой фильтр резьбовыми винтами крепящийся к стопорным кольцам; сборка кассеты производится после помещения полимерной композиции под фильтровую часть, далее кассета сажается внутри перфорированной трубы хвостовика и крепится на его тело при помощи резьбовых соединений. На одном интервале исследования скважины используют две кассеты, в каждую из которых помещен гидрофильная полимерная композиция. На каждом интервале скважины используют уникальный код маркера.
После помещения кассет в скважину проводят отбор проб пластового флюида. Пробы подвергают процессу пробоподготовки, заключающемуся в переводе маркеров из водной фазы пластового флюида в дистиллированную воду. Полученные в результате процесса пробоподготовки образцы помещают в проточный цитофлуориметр и определяют содержание каждого типа маркеров и каждой фазе пластового флюида. Для обработки результатов данных цитофлуорометрии используют программное обеспечение, работающее на алгоритмах машинного обучения. В качестве обучающих выборок используют данные по выделению маркеров из полимерных композиций, непосредственно погруженных в скважину.
Для определения профиля притоков водной фазы пластовой продукции используют данные проточной цитофлуорометрии совместно с данными геометрии и схемы заканчивания скважины, а именно дизайна и отчета проведения многостадийного гидроразрыва пласта, отчета по перфорации скважины и инклинометрии ствола; исследований скважины до ввода в промышленную эксплуатацию, а именно геофизических исследований в процессе бурения и промысловых исследований скважин, а именно промыслово-геофизических исследований скважины на кабеле или ГНКТ, гидродинамических исследований скважины, устьевого, забойного давления, расходов по жидкости, по нефти и по воде; априорной геологической информации, а именно геологических профилей, структурных карт, карт нефте- и водонасыщенности; свойств и состава пластовых флюидов, а именно фазового поведения, плотности, вязкости при изменяющихся условиях давления, температуры и объема.
Пример 4. Получают монодисперсные трехмерные полимерные микросферы со средним размером 2 мкм одним из способов радикальной гомо- и полимеризации, при этом используют в качестве источника флуоресценции 8 типов квантовых точек, флюоресцирующих после воздействия УФ-излучения или видимого излучения с длиной волны от 320 до 760 нм в области длин волны 350-780 нм как индивидуально, так и в виде смесей. Таким образом получают 255 типов микросфер, различных по характеристикам флуоресценции маркеров, т.е. кодов. Указанные коды используют в полимерной композиции в качестве носителей аналитического сигнала. Готовят 3 различных типа полимерной композиции в виде гранул средним размером 2-3 мкм.
Первый тип представляет собой гидрофильную полимерную композицию, свойство гидрофильности которой придают специальные наполнители, обеспечивающие ее смачивание водной фазой пластового флюида. Второй тип представляет собой гидрофобную полимерную композицию, свойство гидрофобности которой придают специальные наполнители, обеспечивающие ее смачивание углеводородной фазой пластового флюида. Третий тип представляет собой композицию, способную выделять микросферы в газовый поток.
Затем полимерную композицию помещают в кассету и спускают в составе компоновки нижнего заканчивания скважины, и проводят действия, указанные в примере 1.
Пример 5. Получают монодисперсные трехмерные полимерные микросферы со средним размером 10 мкм одним из способов радикальной гомо- и полимеризации, при этом используют в качестве источника флуоресценции 8 типов квантовых точек, флюоресцирующих после воздействия УФ-излучения или видимого излучения с длиной волны от 320 до 760 нм в области длин волны 350-780 нм как индивидуально, так и в виде смесей. Таким образом получают 255 типов микросфер, различных по характеристикам флуоресценции маркеров, т.е. кодов. Указанные коды используют в полимерной композиции в качестве носителей аналитического сигнала. Готовят 2 различных типа полимерной композиции в виде гранул средним размером 5 мм.
Первый тип представляет собой гидрофильную полимерную композицию, свойство гидрофильности которой придают специальные наполнители, обеспечивающие ее смачивание водной фазой пластового флюида. Второй тип представляет собой гидрофобную полимерную композицию, свойство гидрофобности которой придают специальные наполнители, обеспечивающие ее смачивание углеводородной фазой пластового флюида.
Затем полимерную композицию помещают в кассету и спускают в составе компоновки нижнего заканчивания скважины, и проводят действия, указанные в примере 1.
Claims (11)
1. Способ определения профиля притока пластового флюида и/или газа в вертикальных и/или горизонтальных скважинах, включающий получение полимерной композиции, содержащей монодисперсные люминесцирующие полимерные микросферы в качестве маркеров, спуск маркера в составе указанной полимерной композиции в скважину, отбор проб пластового флюида на поверхности и последующий их анализ на предмет определения количества маркеров различных кодов с использованием проточной цитофлуорметрии, отличающийся тем, что получение указанного маркера осуществляют с использованием люминесцирующего вещества, флюоресцирующего после воздействия УФ-излучения или видимого излучения с длиной волны от 320 до 760 нм в области длин волны 350-780 нм, как индивидуально, так и в виде смесей указанных люминесцирующих веществ путем радикальной сополимеризации, дисперсионной поликонденсации или гидролитической поликонденсации, с получением маркеров как в сухом виде, так и в виде дисперсии содержащей 10-60 мас. % сухого остатка, в качестве несущей среды используют полимерную композицию, в которой в качестве основы используют трехмерные полимеры, содержащие в своем составе функциональные наполнители, выбранные таким образом, чтобы вся полимерная композиция имела гидрофильные и/или олеофильные свойства и/или была способна выделять маркеры в газовой поток, указанное введение осуществляют в составе компоновки заканчивания горизонтальной скважины, указанное определение кодов и концентраций маркеров в пробах скважинной жидкости осуществляют с использованием проточной цитофлюорометрии с последующей обработкой ее результатов с использованием программного обеспечения, работающего по алгоритмам машинного обучения, по полученным результатам которой определяют профили притоков водной, углеводородной и/или газовой фаз пластовой продукции.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве маркеров получают полимерные микросферы с размером от 0,2 мкм до 500 мкм.
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что в качестве маркеров получают гидрофильные и/или олеофильные микросферы и/или газовые маркеры.
4. Способ по п. 1, или 2, или 3, отличающийся тем, что люминесцирующее вещество выбрано из группы квантовых точек, включающей селенид сульфид, теллурид цинка и/или кадмия.
5. Способ по п. 1, или 2, или 3, отличающийся тем, что используют органические люминесцирующие вещества.
6. Способ по пп. 1-5, отличающийся тем, что в составе одного маркера комбинируют n квантовых точек разных типов, отличающихся по положению максимума их флуоресценции, при этом получают маркеры, содержащие от одного до восьми различных типов квантовых точек в различных соотношениях и комбинациях в одном маркере, таким образом общее количество различных по характеристикам флуоресценции маркеров, т.е. кодов, составляет 2n-1.
7. Способ по пп. 1-6, отличающийся тем, что полимерную композицию получают либо в виде листов с толщиной от 1 мм до 30 мм, либо в виде гранулята со средним размером частиц от 500 мкм до 10 мм.
8. Способ по пп. 1-7, отличающийся тем, что полимерную композицию помещают в кассету и спускают в составе компоновки нижнего заканчивания скважины, при этом кассета может обеспечивать расположение полимерной композиции в заколонном пространстве, либо внутри обсадной колонны, при этом кассета представляет собой щелевой или проволочный фильтр, сваркой или резьбовыми винтами крепящийся к стопорным кольцам; сборка кассеты болтами или сварка производится после помещения полимерной композиции под фильтровую часть, далее кассета сажается сверху перфорированной или глухой трубы хвостовика и крепится на его тело при помощи резьбовых соединений.
9. Способ по пп. 1-8, отличающийся тем, что на каждом интервале скважины используют уникальный код маркера, при этом используют гидрофильные композиции и/или олеофильные композиции, гидрофильные и/или композиции для определения притоков газа, олеофильные и/или композиции для определения притоков газа, и/или одновременно все три вида полимерных композиций.
10. Способ по пп. 1-9, отличающийся тем, что для обработки результатов данных цитофлуорометрии используют программное обеспечение, работающее на алгоритмах машинного обучения, при этом в качестве обучающих выборок используют данные по выделению маркеров из полимерных композиций, непосредственно погруженных в скважину.
11. Способ по пп. 1-10, отличающийся тем, что для определения профиля притоков водной, углеводородной и газовой фаз пластовой продукции используют данные проточной цитофлуорометрии совместно с данными геометрии и схемы заканчивания скважины, а именно дизайна и отчета проведения многостадийного гидроразрыва пласта, отчета по перфорации скважины и инклинометрии ствола; исследований скважины до ввода в промышленную эксплуатацию, а именно геофизических исследований в процессе бурения и промысловых исследований скважин, а именно промыслово-геофизических исследований скважины на кабеле или ГНКТ, гидродинамических исследований скважины, устьевого, забойного давления, расходов по жидкости, по нефти и по воде; априорной геологической информации, а именно геологических профилей, структурных карт, карт нефте- и водонасыщенности; свойств и состава пластовых флюидов, а именно фазового поведения, плотности, вязкости при изменяющихся условиях давления, температуры и объема.
Priority Applications (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202110337502.3A CN114922616A (zh) | 2021-02-11 | 2021-03-30 | 通过标记物诊断法确定油和气生产井的流入剖面的方法 |
PCT/RU2021/000166 WO2022173323A1 (ru) | 2021-02-11 | 2021-04-19 | Способ определения профиля притоков нефте- и газодобывающих скважин |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2021103401A RU2021103401A (ru) | 2022-08-11 |
RU2810391C2 true RU2810391C2 (ru) | 2023-12-27 |
Family
ID=
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5892147A (en) * | 1996-06-28 | 1999-04-06 | Norsk Hydro Asa | Method for the determination of inflow of oil and/or gas into a well |
RU2164599C2 (ru) * | 1999-06-17 | 2001-03-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Способ исследования жидкофазных динамических процессов в пластах с аномально низким давлением |
WO2013135861A2 (en) * | 2012-03-15 | 2013-09-19 | Institutt For Energiteknikk | Tracer based flow measurement |
RU2573746C2 (ru) * | 2010-07-30 | 2016-01-27 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Система и способы для прогнозирования поведения скважины |
RU2685600C1 (ru) * | 2018-07-20 | 2019-04-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ГеоСплит" | Способ определения внутрискважинных притоков флюида при многоступенчатом гидроразрыве пласта |
US10669839B2 (en) * | 2010-10-29 | 2020-06-02 | Resman As | Method for extracting downhole flow profiles from tracer flowback transients |
RU2741886C1 (ru) * | 2020-10-22 | 2021-01-29 | Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" | Способ определения профиля притока в горизонтальных нефтяных скважинах при помощи микробиомного анализа |
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5892147A (en) * | 1996-06-28 | 1999-04-06 | Norsk Hydro Asa | Method for the determination of inflow of oil and/or gas into a well |
RU2164599C2 (ru) * | 1999-06-17 | 2001-03-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Способ исследования жидкофазных динамических процессов в пластах с аномально низким давлением |
RU2573746C2 (ru) * | 2010-07-30 | 2016-01-27 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Система и способы для прогнозирования поведения скважины |
US10669839B2 (en) * | 2010-10-29 | 2020-06-02 | Resman As | Method for extracting downhole flow profiles from tracer flowback transients |
WO2013135861A2 (en) * | 2012-03-15 | 2013-09-19 | Institutt For Energiteknikk | Tracer based flow measurement |
RU2685600C1 (ru) * | 2018-07-20 | 2019-04-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ГеоСплит" | Способ определения внутрискважинных притоков флюида при многоступенчатом гидроразрыве пласта |
RU2741886C1 (ru) * | 2020-10-22 | 2021-01-29 | Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" | Способ определения профиля притока в горизонтальных нефтяных скважинах при помощи микробиомного анализа |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2548636C2 (ru) | Способ отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости в продуктивном пласте | |
US2214674A (en) | Method of logging wells | |
US5182051A (en) | Raioactive tracing with particles | |
RU2315863C2 (ru) | Способ исследования и разработки многопластового месторождения углеводородов | |
MX2007004800A (es) | Metodo para determinar la concentracion de trazador en fluidos de produccion de petroleo y gas. | |
CN110735632B (zh) | 基于示踪剂的多级水力压裂后的生产测井的方法 | |
RU2482272C2 (ru) | Способ контроля за разработкой месторождения углеводородов | |
CN113513314A (zh) | 在多级水力压裂后多相流中产气的定量和定性评价方法 | |
RU164347U1 (ru) | Устройство с индикатором в ампуле для трассерного исследования горизонтальной скважины с разделёнными пакерами интервалами и поинтервальными гидроразрывами пласта | |
RU2569143C1 (ru) | Способ определения дебитов воды, нефти, газа с использованием расходомерного устройства | |
CN117662126B (zh) | 基于量子示踪剂的裂缝闭合压力及产出剖面监测方法 | |
WO2014104914A1 (en) | Hydrocarbon field development control method | |
WO2022173323A1 (ru) | Способ определения профиля притоков нефте- и газодобывающих скважин | |
CN110295894A (zh) | 一种建立水平井产能预测模型的方法 | |
CN109630104B (zh) | 一种用化学示踪剂测试压裂裂缝体积的方法 | |
RU2810391C2 (ru) | Способ определения профиля притоков нефте- и газодобывающих скважин методом маркерной диагностики | |
CN109577966A (zh) | 采用示踪剂监测单井残余油饱和度的方法 | |
RU2685601C1 (ru) | Способ определения дебитов воды, нефти, газа | |
CN115614028A (zh) | 示踪剂找水工具及示踪剂产液剖面找水方法 | |
RU2164599C2 (ru) | Способ исследования жидкофазных динамических процессов в пластах с аномально низким давлением | |
RU2021103401A (ru) | Способ определения профиля притоков нефте- и газодобывающих скважин методом маркерной диагностики | |
US20230279770A1 (en) | Method of using an ultrahigh resolution nanoparticle tracer additive in a wellbore, hydraulic fractures and subsurface reservoir | |
US9803454B2 (en) | Sand control device and methods for identifying erosion | |
US12025001B2 (en) | Method of using a dissolvable deployment device for the transfer of ultrahigh resolution nanoparticle tracer additives into a wellbore | |
US20240209723A1 (en) | Apparatus and methods for using colloidal particles to characterize fracturing treatments |