WO2022173323A1 - Method for determining the flow profile of oil and gas producing wells - Google Patents

Method for determining the flow profile of oil and gas producing wells Download PDF

Info

Publication number
WO2022173323A1
WO2022173323A1 PCT/RU2021/000166 RU2021000166W WO2022173323A1 WO 2022173323 A1 WO2022173323 A1 WO 2022173323A1 RU 2021000166 W RU2021000166 W RU 2021000166W WO 2022173323 A1 WO2022173323 A1 WO 2022173323A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
well
polymer composition
markers
gas
cassette
Prior art date
Application number
PCT/RU2021/000166
Other languages
French (fr)
Russian (ru)
Inventor
Андрей Валерьевич ГУРЬЯНОВ
Кирилл Андреевич СУПРАНКОВ
Руслан Рашидович ГАЗИЗОВ
Павел Владимирович БУЗИН
Евгений Александрович МАЛЯВКО
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "ГеоСплит"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from RU2021103401A external-priority patent/RU2810391C2/en
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "ГеоСплит" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "ГеоСплит"
Publication of WO2022173323A1 publication Critical patent/WO2022173323A1/en

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E21B47/11—Locating fluid leaks, intrusions or movements using tracers; using radioactivity
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells

Definitions

  • the invention relates to the oil and gas industry and can be used to control the development of a productive formation.
  • the main task of the oil industry is to increase the efficiency of the development of a productive reservoir and increase the productivity of production wells.
  • To optimize the operation of wells it is necessary to ensure the availability of reliable information about the intensity of formation fluids inflow in a particular interval (wellbore or productive formation). This information allows to clarify the hydrodynamic state of the deposit and optimize production. Thus, it is important to ensure the reliability of the quantitative determination of the inflow of produced fluid into each individual interval of the well.
  • a known method (US 10253619B2, publ. 04/03/2019).
  • the method consists in using a production pipe assembly for an oil production well with at least one of the well fluids (oil, gas or water), two or more inflow zones or inflow locations to the production stream in the central production pipe in said well, with sources indicators with different indicator materials at known levels of the well, one or more separate delay chambers located as a component of the completion in said pipe, delay chambers provided with said one or more tracer sources located in the annulus formed between the completion pipe and the wall of the wellbore, at least , with one of said indicator sources located open to fluids in at least one of said inflow zones, wherein the delay chambers have one or more fluid flow openings in said central tube.
  • the disadvantages of this method include the need to stop the well to accumulate the required concentration of tracers in the formation fluid for its reliable determination by the chromatographic method.
  • a method for determining downhole fluid inflows during multi-stage hydraulic fracturing including obtaining a fluorescent marker in the form of polymer microspheres with the preparation of a dispersion of resin and luminescent substances, combining the obtained marker with a carrier medium supplied to the well, introducing a marker with the specified carrier medium into the well, sampling from the well and their analysis with the determination of codes and concentrations of markers in samples of the well fluid using fluorometry, the determination of downhole fluid inflows based on the results of these analyzes, provides that the preparation of the specified marker is carried out using a luminescent substance that fluoresces after exposure to UV radiation or visible radiation with a wavelength of 320 to 760 nm in the wavelength range of 350-780 nm, both independently and in the form of binary mixtures of these luminescent substances at their ratio from 0.01: 0.99 to 0.99: 0.01, by radical copolymerization of styrene with divinylbenzene or dis
  • an aluminosilicate proppant is used as a carrier medium, where the specified marker is placed in a hydrophilic or hydrophobic polymer coating made on the basis of epoxy resin, the specified introduction is carried out in a horizontal well, the specified determination of codes and concentrations of markers in samples of the well fluid is carried out using flow cytofluorometry, according to the results of which the inflows of the corresponding stages of hydraulic fracturing are calculated.
  • the disadvantages of this invention include the possibility of its use only in the case of multi-stage hydraulic fracturing.
  • the technical result of the claimed method is to increase the degree of reliability of the results of determining downhole fluid inflows in multi-stage hydraulic fracturing.
  • the technical result of the claimed invention is as follows.
  • the formation fluid and/or gas inflow profile in vertical and/or horizontal wells is determined, which includes obtaining a polymer composition containing monodisperse luminescent polymer microspheres as markers, lowering the marker in the composition of the specified polymer composition into the well, sampling the formation fluid on the surface and subsequent their analysis to determine the number of markers of various codes using flow cytofluorometry, the determination of downhole fluid and/or gas inflows based on the results of these analyzes.
  • the method differs in that the said marker is obtained using a luminescent substance that fluoresces after exposure to UV radiation or visible radiation with a wavelength of 320 to 760 nm in the wavelength range of 350-780 nm, both individually and in the form of mixtures of the indicated luminescent substances by radical copolymerization, dispersion polycondensation or hydrolytic polycondensation, obtaining markers both in dry form and in the form of a dispersion containing 10-60 May.
  • a luminescent substance that fluoresces after exposure to UV radiation or visible radiation with a wavelength of 320 to 760 nm in the wavelength range of 350-780 nm
  • Luminescent polymeric hydrophilic and/or oleophilic and/or gas markers are obtained as markers, which are monodisperse microspheres with a size of 0.2 to 500 ⁇ m.
  • quantum dots As a source of luminescence, a substance selected from the group of quantum dots, including selenide, sulfide, zinc and/or cadmium telluride, and/or organic luminescent substances, is used.
  • quantum dots of n types are combined, differing in the position of their fluorescence maximum, while obtaining markers containing one, two, three, four, five, six, seven, and eight different quantum dots in various ratios and combinations. in one marker, therefore, the total number of markers with different fluorescence characteristics, i.e. codes, is 2 n -1.
  • three-dimensional polymers are used, containing functional fillers in their composition, selected so that the entire polymer composition has either hydrophilic or oleophilic properties, or is capable of releasing markers into the gas stream.
  • the polymer composition is obtained either in the form of sheets with a thickness of 1 to 30 mm, or in the form of granules with an average particle size of 500 ⁇ m to 10 mm.
  • the specified polymer composition is placed in a cassette and lowered as part of the assembly of the lower well completion, while the cassette can provide the location of the polymer composition in the annulus, while the cassette is a slot or wire filter, welded or threaded screws attached to the retaining rings.
  • the cassette is assembled with bolts or welded after the polymer composition is placed under the filter part, then the cassette is seated on top of the perforated or blind pipe of the shank and fastened to its body using threaded connections.
  • a unique marker code is used at each well interval, while using hydrophilic compositions and/or oleophilic compositions, hydrophilic and/or compositions for determining gas inflows, oleophilic and/or compositions for determining gas inflows, and/or all three types of polymer compositions simultaneously.
  • flow cytometry data is used together with geometry and completion scheme data, namely, the design and report on the multi-stage hydraulic fracturing, the well perforation report and wellbore inclinometry; well surveys before putting into commercial operation, namely geophysical surveys in the process of drilling and field surveys of wells, namely field geophysical surveys of a well on cable or coiled tubing, hydrodynamic studies of a well, wellhead, bottomhole pressure, liquid, oil and water costs ; a priori geological information, namely geological profiles, structural maps, oil and water saturation maps; properties and composition of reservoir fluids, namely, phase behavior, density, viscosity under changing conditions of pressure, temperature and volume.
  • the technical result provided by the claimed invention is to increase the degree of reliability of the results of determining the downhole inflows of oil, water and gas.
  • Example 1 Monodisperse three-dimensional polymer microspheres with an average size of 200 nm are obtained by one of the methods of radical homo- and polymerization, while using 8 types of quantum dots as a fluorescence source, fluorescing after exposure to UV radiation or visible radiation with a wavelength of 320 to 760 nm in the wavelength range of 350-780 nm, both individually and as mixtures. In this way, 255 types of microspheres are obtained, differing in the fluorescence characteristics of the markers, i.e. codes. These codes are used in the polymer composition as carriers of the analytical signal. Prepare 3 different types of polymer composition in the form of sheets with a thickness of 10 mm.
  • the first type is a hydrophilic polymer composition, the hydrophilic property of which is imparted by special fillers, which ensure its wetting with the aqueous phase of the formation fluid.
  • the second type is a hydrophobic polymer composition, the hydrophobic property of which is imparted by special fillers, which ensure its wetting by the hydrocarbon phase of the reservoir fluid.
  • the third type is a composition capable of releasing microspheres into a gas stream.
  • the cassette provides the location of the polymer composition in the annulus (annular) space, while the cassette is a slotted filter threaded screws attached to the retaining rings; the cassette is assembled after the polymer composition is placed under the filter part, then the cassette is seated on top of the perforated pipe of the shank and attached to its body using threaded connections.
  • Three cassettes are used at one interval of the well survey, each of which contains one type of polymer composition: the first cassette is hydrophilic, the second is hydrophobic, and the third is the type of composition releasing fluorescent microspheres into the gas stream.
  • the cassette is seated on top of a perforated or blind liner pipe and fastened to its body using threaded connections. Each well interval uses a unique marker code.
  • sample preparation process which consists in the transfer of markers from the aqueous and hydrocarbon phases of the reservoir fluid into distilled water.
  • the samples obtained as a result of the sample preparation process are placed in a flow cytometer and the content of each type of markers and each phase of the formation fluid is determined.
  • software is used that runs on machine learning algorithms. As training samples, data on the release of markers from polymer compositions directly immersed in the well are used.
  • flow cytometry data is used together with geometry and well completion scheme data, namely, the design and report of multi-stage hydraulic fracturing, the well perforation report and wellbore inclinometry; well surveys before putting into commercial operation, namely geophysical surveys in the process of drilling and field surveys of wells, namely field geophysical surveys of a well on cable or coiled tubing, hydrodynamic studies of wells, wellhead, bottomhole pressure, liquid, oil and water costs; a priori geological information, namely geological profiles, structural maps, oil and water saturation maps; properties and composition of reservoir fluids, namely, phase behavior, density, viscosity under changing conditions of pressure, temperature and volume.
  • Example 2 Monodisperse three-dimensional polymer microspheres with an average size of 10 ⁇ m are obtained by one of the methods of radical homo- and polymerization, while using 8 types of quantum dots as a fluorescence source, fluorescing after exposure to UV radiation or visible radiation with a wavelength of 320 to 760 nm in the wavelength range of 350-780 nm, both individually and as mixtures. In this way, 255 types of microspheres are obtained, differing in the fluorescence characteristics of the markers, i.e. codes. These codes are used in the polymer composition as carriers of the analytical signal. Prepare 2 different types of polymer composition in the form of sheets with a thickness of 1 mm.
  • the first type is a hydrophilic polymer composition, the hydrophilic property of which is imparted by special fillers, which ensure its wetting with the aqueous phase of the reservoir fluid.
  • the second type is a hydrophobic polymer composition, the hydrophobic property of which is imparted by special fillers, which ensure its wetting by the hydrocarbon phase of the reservoir fluid.
  • the cassette provides the location of the polymer composition in the annulus (annular) space, while the cassette is a slotted filter attached to the retaining rings by welding; assembly of the cassette is made after placing the polymer composition under the filter part, then the cassette is planted on top of the perforated pipe of the shank and is attached to its body using threaded connections.
  • Two cassettes are used at one interval of the well survey, each of which contains one type of polymer composition: the first cassette is hydrophilic, the second is hydrophobic.
  • the cassette is seated on top of a perforated or blind liner pipe and fastened to its body using threaded connections. Each well interval uses a unique marker code.
  • sample preparation process which consists in the transfer of markers from the aqueous and hydrocarbon phases of the reservoir fluid into distilled water.
  • the samples obtained as a result of the sample preparation process are placed in a flow cytometer and the content of each type of markers and each phase of the formation fluid is determined.
  • software is used that runs on machine learning algorithms. As training samples, data on the release of markers from polymer compositions directly immersed in the well are used.
  • flow cytometry data is used together with geometry and completion scheme data, namely, the design and report of multi-stage hydraulic fracturing, the well perforation report and wellbore inclinometry; well surveys before putting into commercial operation, namely geophysical surveys in the process of drilling and field surveys of wells, namely field geophysical surveys of a well on cable or coiled tubing, hydrodynamic studies of a well, wellhead, bottomhole pressure, liquid, oil and water costs ; a priori geological information, namely geological profiles, structural maps, maps oil and water saturation; properties and composition of reservoir fluids, namely, phase behavior, density, viscosity under changing conditions of pressure, temperature and volume.
  • Example 3 Monodisperse three-dimensional polymer microspheres with an average size of 1 ⁇ m are obtained by one of the methods of radical homo- and polymerization, while using 8 types of quantum dots as a fluorescence source, fluorescing after exposure to UV radiation or visible radiation with a wavelength of 320 to 760 nm in the wavelength range of 350-780 nm, both individually and as mixtures. In this way, 255 types of microspheres are obtained, differing in the fluorescence characteristics of the markers, i.e. codes. These codes are used in the polymer composition as carriers of the analytical signal.
  • the cassette provides the location of the polymer composition inside the casing, while the cassette is a slotted filter with threaded screws attached to the retaining rings; the cassette is assembled after the polymer composition is placed under the filter part, then the cassette is seated inside the perforated pipe of the shank and attached to its body using threaded connections.
  • Two cassettes are used at one interval of the well survey, each of which contains a hydrophilic polymer composition. Each well interval uses a unique marker code.
  • sample preparation process consisting of transfer of markers from the aqueous phase of the reservoir fluid into distilled water.
  • the samples obtained as a result of the sample preparation process are placed in a flow cytometer and the content of each type of markers and each phase of the formation fluid is determined.
  • software is used that runs on machine learning algorithms. As training samples, data on the release of markers from polymer compositions directly immersed in the well are used.
  • flow cytometry data is used together with geometry and well completion scheme data, namely, the design and report of multi-stage hydraulic fracturing, the well perforation report and wellbore inclinometry; well surveys before putting into commercial operation, namely geophysical surveys in the process of drilling and field surveys of wells, namely field geophysical surveys of a well on cable or coiled tubing, hydrodynamic studies of a well, wellhead, bottomhole pressure, liquid, oil and water costs ; a priori geological information, namely geological profiles, structural maps, oil and water saturation maps; properties and composition of reservoir fluids, namely, phase behavior, density, viscosity under changing conditions of pressure, temperature and volume.
  • Example 4 Monodisperse three-dimensional polymer microspheres with an average size of 2 ⁇ m are obtained by one of the methods of radical homo- and polymerization, while using 8 types of quantum dots as a source of fluorescence, fluorescing after exposure to UV radiation or visible radiation with a wavelength of 320 to 760 nm in the wavelength range of 350-780 nm, both individually and as mixtures. In this way, 255 types of microspheres are obtained, different in fluorescence characteristics of the markers, i.e. codes. These codes are used in the polymer composition as carriers of the analytical signal. Prepare 3 different types of polymer composition in the form of granules with an average size of 2-3 microns.
  • the first type is a hydrophilic polymer composition, the hydrophilic property of which is imparted by special fillers, which ensure its wetting with the aqueous phase of the reservoir fluid.
  • the second type is a hydrophobic polymer composition, the hydrophobic property of which is imparted by special fillers, which ensure its wetting by the hydrocarbon phase of the reservoir fluid.
  • the third type is a composition capable of releasing microspheres into a gas stream.
  • the polymer composition is then placed in a cassette and run as part of the lower completion assembly, and the steps in Example 1 are carried out.
  • Example 5 Monodisperse three-dimensional polymer microspheres with an average size of 10 ⁇ m are obtained by one of the methods of radical homo- and polymerization, while using 8 types of quantum dots as a fluorescence source, fluorescing after exposure to UV radiation or visible radiation with a wavelength from 320 to 760 nm in the wavelength range of 350-780 nm, both individually and as mixtures. In this way, 255 types of microspheres are obtained, differing in the fluorescence characteristics of the markers, i.e. codes. These codes are used in the polymer composition as carriers of the analytical signal. Prepare 2 different types of polymer composition in the form of granules with an average size of 5 mm.
  • the first type is a hydrophilic polymer composition, the hydrophilic property of which is given by special fillers that ensure its wetting with the aqueous phase of the formation fluid.
  • the second type is a hydrophobic polymer composition, the hydrophobic property of which is imparted by special fillers, which ensure its wetting by the hydrocarbon phase of the formation fluid.
  • the polymer composition is then placed in a cassette and run as part of the lower completion assembly, and the steps in Example 1 are carried out.

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Sampling And Sample Adjustment (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

The invention relates to the oil and gas extraction industry and can be used to monitor the development of a producing formation. The method includes producing a polymer composition containing monodisperse luminescent polymeric microspheres as tracers, lowering a tracer as part of said polymer composition into a well, taking samples of formation fluid at the surface and subsequently analysing same to determine the number of tracers with different codes using flow cytometry. Said tracer is produced using either an individual luminescent substance or a mixture of specified luminescent substances by free-radical polymerization, dispersion polycondensation or hydrolytic polycondensation. A polymer composition is used as a carrier, the composition is introduced into the completion assembly of a horizontal well, tracer codes and concentrations are determined in samples of well fluid using flow cytometry, and the results are then processed. The amount of formation fluid phases contributed by individual intervals to the total flow rate of the well is calculated to increase the degree of reliability of the results of determining the flows of oil, water and gas inside a well.

Description

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИТОКОВ НЕФТЕ- И ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН METHOD FOR DETERMINING INFLOW PROFILE OF OIL AND GAS WELLS
Изобретение относится к нефте- газодобывающей промышленности и может быть использовано при контроле за разработкой продуктивного пласта. The invention relates to the oil and gas industry and can be used to control the development of a productive formation.
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. The main task of the oil industry is to increase the efficiency of the development of a productive reservoir and increase the productivity of production wells. To optimize the operation of wells, it is necessary to ensure the availability of reliable information about the intensity of formation fluids inflow in a particular interval (wellbore or productive formation). This information allows to clarify the hydrodynamic state of the deposit and optimize production. Thus, it is important to ensure the reliability of the quantitative determination of the inflow of produced fluid into each individual interval of the well.
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. There are various methods for determining the inflow of liquid or gas, including using tracers - indicators, marks identified in the produced liquid, which are the most direct and reliable methods for obtaining reliable information based on the use of data on the movement of tracers along with the carrier liquid, taking into account filtration - capacitive parameters of the reservoir, changes in reservoir and bottomhole pressure values.
Известен способ (US 10253619В2, 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 меныпей 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. A known method (US 10253619B2, publ. 04/09/2019). The method consists in using a production pipe assembly for an oil production well with at least one of the well fluids (oil, gas or water), two or more inflow zones or inflow locations to the production stream in the central production pipe in said well, with sources indicators with different indicator materials at known levels of the well, one or more separate delay chambers located as a component of the completion in said pipe, delay chambers provided with said one or more tracer sources located in the annulus formed between the completion pipe and the wall of the wellbore, at least , with one of said indicator sources located open to fluids in at least one of said inflow zones, wherein the delay chambers have one or more fluid flow openings in said central tube. The disadvantages of this method include the need to stop the well to accumulate the required concentration of tracers in the formation fluid for its reliable determination by the chromatographic method.
Известен способ (US 20110257887 А1, 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. There is a method (US 20110257887 A1, publ. 20.10.2011) of monitoring a well, which is carried out by introducing tracer radioactive material into one or more areas inside or near the wellbore, so that the tracer can enter the flow and be present in the flow from the wellbore; multiple sampling from the flow from the wellbore and analysis of samples for the presence of an indicator in the immediate vicinity of the drilling site. Sampling of the flow is usually done at the surface and may be done by automated equipment controlled by a programmed computer. The computer may be programmed to perform actions, such as operating a valve in the well, in response to the detection of the indicator. Re-sampling and on-site analysis can provide near real-time information and thus integrate the use of indicators into an overall monitoring and control process.
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. There is known (US000010669839B2, publ. 06/02/2020) a method for estimating the inflow profile for at least one well fluid in an oil production well with two or more inflow zones or inflow to the production stream, wherein the well contains tracer sources with various tracer materials at known levels of the well, with at least one of said tracer sources located downstream and exposed to fluids in at least one of said inflow zones , wherein each said source of indicators has a uniform release rate into said well fluid, characterized in that one or more sources of indicators are provided in one or more delay chambers for circulating liquid with leaked indicator material with a time constant that significantly exceeds the diffusion rate from the source tracer into the well fluid, the method further comprising: providing samples taken from a production stream at a location downstream of the trace sources for a period of time when the tracer transient is detected at the downstream location, and analyzing said sample for concentrations and types of indicator material from said possible indicator sources depending on sampling time or cumulative volume produced; and based on said measured concentrations and their sampling time or cumulative volume produced, calculating inflow volumes.
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. There is a known method (US 201414782209, publ. 02.18.2016) for detecting or mapping zones of potential gas inflow from a geological formation into a gas well, which includes the following steps: marking potential inflow zones using indicator systems with corresponding unique indicators; filling the gas well from the surface through the wellhead with a liquid containing indicators having an affinity for said liquid; production of a fluid from a well, successive sampling of the produced fluid, analysis of samples to prove the possible presence of one or more indicators, or even to measure the concentration of indicators. The disadvantages of this method include the need to stop the well, pumping foreign fluid with tracers into it, and a very short monitoring time.
Наиболее близким к заявляемому является способ (R.U 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 мае. % 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. Closest to the claimed is a method (RU 2685600) for determining downhole fluid inflows during multi-stage hydraulic fracturing, including obtaining a fluorescent marker in the form of polymer microspheres with the preparation of a dispersion of resin and luminescent substances, combining the obtained marker with a carrier medium supplied to the well, introducing a marker with the specified carrier medium into the well, sampling from the well and their analysis with the determination of codes and concentrations of markers in samples of the well fluid using fluorometry, the determination of downhole fluid inflows based on the results of these analyzes, provides that the preparation of the specified marker is carried out using a luminescent substance that fluoresces after exposure to UV radiation or visible radiation with a wavelength of 320 to 760 nm in the wavelength range of 350-780 nm, both independently and in the form of binary mixtures of these luminescent substances at their ratio from 0.01: 0.99 to 0.99: 0.01, by radical copolymerization of styrene with divinylbenzene or dispersion polycondensation of melamine-formaldehyde or urea-formaldehyde resin, or hydrolytic polycondensation of tetraethoxysilane, introduced in the form of 20-30% aqueous suspension, with its amount in a mixture of 0.1-5 0% by weight of the cured resin, to obtain a dispersion containing 40-60 May. % dry residue, an aluminosilicate proppant is used as a carrier medium, where the specified marker is placed in a hydrophilic or hydrophobic polymer coating made on the basis of epoxy resin, the specified introduction is carried out in a horizontal well, the specified determination of codes and concentrations of markers in samples of the well fluid is carried out using flow cytofluorometry, according to the results of which the inflows of the corresponding stages of hydraulic fracturing are calculated. The disadvantages of this invention include the possibility of its use only in the case of multi-stage hydraulic fracturing.
Техническим результатом заявленного способа является повышение степени достоверности результатов определения внутрискважинных притоков флюида при многоступенчатом гидроразрыве пласта. The technical result of the claimed method is to increase the degree of reliability of the results of determining downhole fluid inflows in multi-stage hydraulic fracturing.
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 мае. % 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. The technical result of the claimed invention is as follows. The formation fluid and/or gas inflow profile in vertical and/or horizontal wells is determined, which includes obtaining a polymer composition containing monodisperse luminescent polymer microspheres as markers, lowering the marker in the composition of the specified polymer composition into the well, sampling the formation fluid on the surface and subsequent their analysis to determine the number of markers of various codes using flow cytofluorometry, the determination of downhole fluid and/or gas inflows based on the results of these analyzes. The method differs in that the said marker is obtained using a luminescent substance that fluoresces after exposure to UV radiation or visible radiation with a wavelength of 320 to 760 nm in the wavelength range of 350-780 nm, both individually and in the form of mixtures of the indicated luminescent substances by radical copolymerization, dispersion polycondensation or hydrolytic polycondensation, obtaining markers both in dry form and in the form of a dispersion containing 10-60 May. % dry residue, a polymer composition is used as a carrier medium, the specified introduction is carried out in the completion of a horizontal well, the specified determination of codes and concentrations of markers in samples of the well fluid is carried out using flow cytofluorometry with subsequent processing of its results using software running on machine learning algorithms, based on the results of which the contribution of the corresponding intervals to the total flow rate of the well of formation fluid phases, namely oil, water, gas or gas condensate, is calculated. Luminescent polymeric hydrophilic and/or oleophilic and/or gas markers are obtained as markers, which are monodisperse microspheres with a size of 0.2 to 500 μm.
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 п 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 2п-1. As a source of luminescence, a substance selected from the group of quantum dots, including selenide, sulfide, zinc and/or cadmium telluride, and/or organic luminescent substances, is used. At the same time, as part of one marker, quantum dots of n types are combined, differing in the position of their fluorescence maximum, while obtaining markers containing one, two, three, four, five, six, seven, and eight different quantum dots in various ratios and combinations. in one marker, therefore, the total number of markers with different fluorescence characteristics, i.e. codes, is 2 n -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. As the basis of the polymer composition, three-dimensional polymers are used, containing functional fillers in their composition, selected so that the entire polymer composition has either hydrophilic or oleophilic properties, or is capable of releasing markers into the gas stream.
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. The polymer composition is obtained either in the form of sheets with a thickness of 1 to 30 mm, or in the form of granules with an average particle size of 500 μm to 10 mm. The specified polymer composition is placed in a cassette and lowered as part of the assembly of the lower well completion, while the cassette can provide the location of the polymer composition in the annulus, while the cassette is a slot or wire filter, welded or threaded screws attached to the retaining rings. The cassette is assembled with bolts or welded after the polymer composition is placed under the filter part, then the cassette is seated on top of the perforated or blind pipe of the shank and fastened to its body using threaded connections.
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. A unique marker code is used at each well interval, while using hydrophilic compositions and/or oleophilic compositions, hydrophilic and/or compositions for determining gas inflows, oleophilic and/or compositions for determining gas inflows, and/or all three types of polymer compositions simultaneously.
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. To process the results of cytofluorometry data, software is used that runs on machine learning algorithms, while data on the extraction of markers from polymer compositions directly immersed in the well are used as training samples.
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. To determine the profile of the inflows of the water, hydrocarbon and gas phases of reservoir products, flow cytometry data is used together with geometry and completion scheme data, namely, the design and report on the multi-stage hydraulic fracturing, the well perforation report and wellbore inclinometry; well surveys before putting into commercial operation, namely geophysical surveys in the process of drilling and field surveys of wells, namely field geophysical surveys of a well on cable or coiled tubing, hydrodynamic studies of a well, wellhead, bottomhole pressure, liquid, oil and water costs ; a priori geological information, namely geological profiles, structural maps, oil and water saturation maps; properties and composition of reservoir fluids, namely, phase behavior, density, viscosity under changing conditions of pressure, temperature and volume. The technical result provided by the claimed invention is to increase the degree of reliability of the results of determining the downhole inflows of oil, water and gas.
Изобретение может быть проиллюстрировано следующими примерами.The invention can be illustrated by the following examples.
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. Example 1. Monodisperse three-dimensional polymer microspheres with an average size of 200 nm are obtained by one of the methods of radical homo- and polymerization, while using 8 types of quantum dots as a fluorescence source, fluorescing after exposure to UV radiation or visible radiation with a wavelength of 320 to 760 nm in the wavelength range of 350-780 nm, both individually and as mixtures. In this way, 255 types of microspheres are obtained, differing in the fluorescence characteristics of the markers, i.e. codes. These codes are used in the polymer composition as carriers of the analytical signal. Prepare 3 different types of polymer composition in the form of sheets with a thickness of 10 mm.
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. The first type is a hydrophilic polymer composition, the hydrophilic property of which is imparted by special fillers, which ensure its wetting with the aqueous phase of the formation fluid. The second type is a hydrophobic polymer composition, the hydrophobic property of which is imparted by special fillers, which ensure its wetting by the hydrocarbon phase of the reservoir fluid. The third type is a composition capable of releasing microspheres into a gas stream.
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. Then the polymer composition is placed in a cassette and lowered as part of the lower well completion assembly, the cassette provides the location of the polymer composition in the annulus (annular) space, while the cassette is a slotted filter threaded screws attached to the retaining rings; the cassette is assembled after the polymer composition is placed under the filter part, then the cassette is seated on top of the perforated pipe of the shank and attached to its body using threaded connections. Three cassettes are used at one interval of the well survey, each of which contains one type of polymer composition: the first cassette is hydrophilic, the second is hydrophobic, and the third is the type of composition releasing fluorescent microspheres into the gas stream. Next, the cassette is seated on top of a perforated or blind liner pipe and fastened to its body using threaded connections. Each well interval uses a unique marker code.
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. After the cassettes are placed in the well, formation fluid samples are taken. The samples are subjected to the sample preparation process, which consists in the transfer of markers from the aqueous and hydrocarbon phases of the reservoir fluid into distilled water. The samples obtained as a result of the sample preparation process are placed in a flow cytometer and the content of each type of markers and each phase of the formation fluid is determined. To process the results of cytofluorometry data, software is used that runs on machine learning algorithms. As training samples, data on the release of markers from polymer compositions directly immersed in the well are used.
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. To determine the profile of the inflows of the water, hydrocarbon and gas phases of reservoir products, flow cytometry data is used together with geometry and well completion scheme data, namely, the design and report of multi-stage hydraulic fracturing, the well perforation report and wellbore inclinometry; well surveys before putting into commercial operation, namely geophysical surveys in the process of drilling and field surveys of wells, namely field geophysical surveys of a well on cable or coiled tubing, hydrodynamic studies of wells, wellhead, bottomhole pressure, liquid, oil and water costs; a priori geological information, namely geological profiles, structural maps, oil and water saturation maps; properties and composition of reservoir fluids, namely, phase behavior, density, viscosity under changing conditions of pressure, temperature and volume.
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. Example 2. Monodisperse three-dimensional polymer microspheres with an average size of 10 μm are obtained by one of the methods of radical homo- and polymerization, while using 8 types of quantum dots as a fluorescence source, fluorescing after exposure to UV radiation or visible radiation with a wavelength of 320 to 760 nm in the wavelength range of 350-780 nm, both individually and as mixtures. In this way, 255 types of microspheres are obtained, differing in the fluorescence characteristics of the markers, i.e. codes. These codes are used in the polymer composition as carriers of the analytical signal. Prepare 2 different types of polymer composition in the form of sheets with a thickness of 1 mm.
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. The first type is a hydrophilic polymer composition, the hydrophilic property of which is imparted by special fillers, which ensure its wetting with the aqueous phase of the reservoir fluid. The second type is a hydrophobic polymer composition, the hydrophobic property of which is imparted by special fillers, which ensure its wetting by the hydrocarbon phase of the reservoir fluid.
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. Then the polymer composition is placed in the cassette and lowered as part of the lower well completion assembly, the cassette provides the location of the polymer composition in the annulus (annular) space, while the cassette is a slotted filter attached to the retaining rings by welding; assembly of the cassette is made after placing the polymer composition under the filter part, then the cassette is planted on top of the perforated pipe of the shank and is attached to its body using threaded connections. Two cassettes are used at one interval of the well survey, each of which contains one type of polymer composition: the first cassette is hydrophilic, the second is hydrophobic. Next, the cassette is seated on top of a perforated or blind liner pipe and fastened to its body using threaded connections. Each well interval uses a unique marker code.
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. After the cassettes are placed in the well, formation fluid samples are taken. The samples are subjected to the sample preparation process, which consists in the transfer of markers from the aqueous and hydrocarbon phases of the reservoir fluid into distilled water. The samples obtained as a result of the sample preparation process are placed in a flow cytometer and the content of each type of markers and each phase of the formation fluid is determined. To process the results of cytofluorometry data, software is used that runs on machine learning algorithms. As training samples, data on the release of markers from polymer compositions directly immersed in the well are used.
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. To determine the profile of the inflows of the water and hydrocarbon phases of reservoir production, flow cytometry data is used together with geometry and completion scheme data, namely, the design and report of multi-stage hydraulic fracturing, the well perforation report and wellbore inclinometry; well surveys before putting into commercial operation, namely geophysical surveys in the process of drilling and field surveys of wells, namely field geophysical surveys of a well on cable or coiled tubing, hydrodynamic studies of a well, wellhead, bottomhole pressure, liquid, oil and water costs ; a priori geological information, namely geological profiles, structural maps, maps oil and water saturation; properties and composition of reservoir fluids, namely, phase behavior, density, viscosity under changing conditions of pressure, temperature and volume.
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. Example 3. Monodisperse three-dimensional polymer microspheres with an average size of 1 μm are obtained by one of the methods of radical homo- and polymerization, while using 8 types of quantum dots as a fluorescence source, fluorescing after exposure to UV radiation or visible radiation with a wavelength of 320 to 760 nm in the wavelength range of 350-780 nm, both individually and as mixtures. In this way, 255 types of microspheres are obtained, differing in the fluorescence characteristics of the markers, i.e. codes. These codes are used in the polymer composition as carriers of the analytical signal. Prepare a hydrophilic polymer composition in the form of sheets with a thickness of 5 mm. The property of hydrophilicity of which is given by special fillers, which ensure its wetting by the aqueous phase of the formation fluid.
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. Then the polymer composition is placed in the cassette and lowered as part of the lower well completion assembly, the cassette provides the location of the polymer composition inside the casing, while the cassette is a slotted filter with threaded screws attached to the retaining rings; the cassette is assembled after the polymer composition is placed under the filter part, then the cassette is seated inside the perforated pipe of the shank and attached to its body using threaded connections. Two cassettes are used at one interval of the well survey, each of which contains a hydrophilic polymer composition. Each well interval uses a unique marker code.
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. After the cassettes are placed in the well, formation fluid samples are taken. Samples are subjected to a sample preparation process consisting of transfer of markers from the aqueous phase of the reservoir fluid into distilled water. The samples obtained as a result of the sample preparation process are placed in a flow cytometer and the content of each type of markers and each phase of the formation fluid is determined. To process the results of cytofluorometry data, software is used that runs on machine learning algorithms. As training samples, data on the release of markers from polymer compositions directly immersed in the well are used.
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. To determine the profile of the inflows of the aqueous phase of reservoir production, flow cytometry data is used together with geometry and well completion scheme data, namely, the design and report of multi-stage hydraulic fracturing, the well perforation report and wellbore inclinometry; well surveys before putting into commercial operation, namely geophysical surveys in the process of drilling and field surveys of wells, namely field geophysical surveys of a well on cable or coiled tubing, hydrodynamic studies of a well, wellhead, bottomhole pressure, liquid, oil and water costs ; a priori geological information, namely geological profiles, structural maps, oil and water saturation maps; properties and composition of reservoir fluids, namely, phase behavior, density, viscosity under changing conditions of pressure, temperature and volume.
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. Example 4. Monodisperse three-dimensional polymer microspheres with an average size of 2 μm are obtained by one of the methods of radical homo- and polymerization, while using 8 types of quantum dots as a source of fluorescence, fluorescing after exposure to UV radiation or visible radiation with a wavelength of 320 to 760 nm in the wavelength range of 350-780 nm, both individually and as mixtures. In this way, 255 types of microspheres are obtained, different in fluorescence characteristics of the markers, i.e. codes. These codes are used in the polymer composition as carriers of the analytical signal. Prepare 3 different types of polymer composition in the form of granules with an average size of 2-3 microns.
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. The first type is a hydrophilic polymer composition, the hydrophilic property of which is imparted by special fillers, which ensure its wetting with the aqueous phase of the reservoir fluid. The second type is a hydrophobic polymer composition, the hydrophobic property of which is imparted by special fillers, which ensure its wetting by the hydrocarbon phase of the reservoir fluid. The third type is a composition capable of releasing microspheres into a gas stream.
Затем полимерную композицию помещают в кассету и спускают в составе компоновки нижнего заканчивания скважины, и проводят действия, указанные в примере 1. The polymer composition is then placed in a cassette and run as part of the lower completion assembly, and the steps in Example 1 are carried out.
Пример 5. Получают моно дисперсные 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. Example 5. Monodisperse three-dimensional polymer microspheres with an average size of 10 μm are obtained by one of the methods of radical homo- and polymerization, while using 8 types of quantum dots as a fluorescence source, fluorescing after exposure to UV radiation or visible radiation with a wavelength from 320 to 760 nm in the wavelength range of 350-780 nm, both individually and as mixtures. In this way, 255 types of microspheres are obtained, differing in the fluorescence characteristics of the markers, i.e. codes. These codes are used in the polymer composition as carriers of the analytical signal. Prepare 2 different types of polymer composition in the form of granules with an average size of 5 mm.
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. The first type is a hydrophilic polymer composition, the hydrophilic property of which is given by special fillers that ensure its wetting with the aqueous phase of the formation fluid. The second type is a hydrophobic polymer composition, the hydrophobic property of which is imparted by special fillers, which ensure its wetting by the hydrocarbon phase of the formation fluid.
Затем полимерную композицию помещают в кассету и спускают в составе компоновки нижнего заканчивания скважины, и проводят действия, указанные в примере 1. The polymer composition is then placed in a cassette and run as part of the lower completion assembly, and the steps in Example 1 are carried out.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ CLAIM
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 цитофлуорометрии, определение на основе результатов указанных анализов внутрискважинных притоков флюида и/или газа, 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 350-1. A method for determining the profile of formation fluid and/or gas inflow in vertical and/or horizontal wells, including obtaining a polymer composition containing monodisperse luminescent polymer microspheres as markers, lowering the marker in the composition of the specified polymer composition into the well, sampling the formation fluid on the surface and their subsequent analysis to determine the number of markers of various codes using flow cytofluorometry, determination of downhole fluid and/or gas inflows based on the results of these analyzes, characterized in that the preparation of the specified marker is carried out using a luminescent substance that fluoresces after exposure to UV radiation or visible radiation with a wavelength of 320 to 760 nm in the wavelength range of 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 мае. % 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. 780 nm, both individually and in the form of mixtures of these luminescent substances by radical copolymerization, dispersion polycondensation or hydrolytic polycondensation, to obtain markers both in dry form and in the form of a dispersion containing 10-60 May. % dry residue, a polymer composition is used as a carrier medium, the specified introduction is carried out in the horizontal well completion assembly, the specified determination of codes and concentrations of markers in samples of the well fluid is carried out using flow cytofluorometry with subsequent processing of its results using software that works according to machine algorithms training, based on the results of which the contribution of the corresponding intervals to the total well flow rate of formation fluid phases, namely oil, water, gas or gas condensate.
2. Способ по пп. 1, отличающийся тем, что в качестве маркеров получают полимерные микросферы с размером от 0,2 до 500 мкм. 2. The method according to paragraphs. 1, characterized in that polymer microspheres with a size of 0.2 to 500 μm are obtained as markers.
3. Способ по пп. 1 или 2, отличающийся тем, что в качестве маркеров получают гидрофильные и/или олеофильные микросферы и/или газовые маркеры. 3. The method according to paragraphs. 1 or 2, characterized in that hydrophilic and/or oleophilic microspheres and/or gas markers are obtained as markers.
4. Способ по пп. 1 или 2 или 3, отличающийся тем, что люминесцирующее вещество выбрано из группы квантовых точек, включающей селенид, сульфид, теллурид цинка и/или кадмия. 4. The method according to paragraphs. 1 or 2 or 3, characterized in that the luminescent substance is selected from the group of quantum dots, including selenide, sulfide, zinc and/or cadmium telluride.
5. Способ по пп. 1 или 2 или 3 отличающийся тем, что используют органические люминесцирующие вещества. 5. The method according to paragraphs. 1 or 2 or 3, characterized in that organic luminescent substances are used.
6. Способ по п.п. 1-5, отличающийся тем, что в составе одного маркера комбинируют п квантовых точек разных типов, отличающихся по положению максимума их флуоресценции, при этом получают маркеры, содержащие один, два, три, четыре, пять и т.д. 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 2п-1. 6. Method according to p.p. 1-5, characterized in that n quantum dots of different types are combined in one marker, differing in the position of their fluorescence maximum, while markers containing one, two, three, four, five, etc. are obtained. different types of quantum dots in various ratios and combinations in one marker, thus, the total number of markers with different fluorescence characteristics, i.e. codes, is 2 n -1.
7. Способ по п.п. 1-6 отличающийся тем, что 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. 7. Method according to p.p. 1-6, characterized in that three-dimensional polymers are used as the basis of the polymer composition, containing functional fillers in their composition, selected so that the entire polymer composition has either hydrophilic or oleophilic properties, or is capable of releasing markers into the gas stream.
8. Способ по п.п. 1-7, отличающийся тем, что 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. 8. Method according to p.p. 1-7, characterized in that the polymer composition is obtained either in the form of sheets with a thickness of 1 to 30 mm, or in the form of granules with an average particle size of 500 μm to 10 mm.
9. Способ по п.п. 1-8, 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 (затрубном) 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. Method according to p.p. 1-8, characterized in that the polymer composition is placed in a cassette and lowered as part of the layout of the lower completion of the well, while the cassette can provide the location of the polymer composition in the annulus (annular) space, or inside the casing, while the cassette is a slotted or wire filter, welded or threaded screws attached to the retaining rings; assembly of the cassette with bolts or welding is carried out after the polymer composition is placed under the filter part, then the cassette is seated on top of the perforated or blind pipe of the shank and fastened to its body using threaded connections.
10. Способ по п.п. 1-10, 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. Method according to p.p. 1-10, characterized in that a unique marker code is used at each interval of the well, while using hydrophilic compositions and / or oleophilic compositions, hydrophilic and / or compositions for determining gas inflows, oleophilic and / or compositions for determining gas inflows, and / or simultaneously all three types of polymer compositions.
11. Способ по п.п. 1-10, 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. The method according to p.p. 1-10, characterized in that for processing the results of cytofluorometry data, software operating on machine learning algorithms is used, while data on the extraction of markers from polymer compositions directly immersed in the well are used as training samples.
12. Способ по п.п. 1-12, 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. 12. Method according to p.p. 1-12, characterized in that to determine the profile of the inflows of the water, hydrocarbon and gas phases of reservoir products, flow cytometry data is used together with geometry and well completion scheme data, namely the design and report of multi-stage hydraulic fracturing, well perforation report and wellbore inclinometry ; well surveys before putting into commercial operation, namely geophysical surveys in the process of drilling and field surveys of wells, namely field geophysical surveys of a well on cable or coiled tubing, hydrodynamic well research, wellhead, bottomhole pressure, liquid, oil and water costs; a priori geological information, namely geological profiles, structural maps, oil and water saturation maps; properties and composition of reservoir fluids, namely, phase behavior, density, viscosity under changing conditions of pressure, temperature and volume.
PCT/RU2021/000166 2021-02-11 2021-04-19 Method for determining the flow profile of oil and gas producing wells WO2022173323A1 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2021103401A RU2810391C2 (en) 2021-02-11 Method for determining inflow profile of oil and gas producing wells using marker diagnostics
RU2021103401 2021-02-11

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2022173323A1 true WO2022173323A1 (en) 2022-08-18

Family

ID=82804158

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2021/000166 WO2022173323A1 (en) 2021-02-11 2021-04-19 Method for determining the flow profile of oil and gas producing wells

Country Status (2)

Country Link
CN (1) CN114922616A (en)
WO (1) WO2022173323A1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115839233A (en) * 2022-11-30 2023-03-24 成都理工大学 Method for evaluating output rule of plugging migration of fluorescent tracing microspheres

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
RU2160360C2 (en) * 1998-07-28 2000-12-10 Мобил Ойл Корпорэйшн Well filter
EA005125B1 (en) * 2000-04-26 2004-12-30 Синвент Ас Reservoir monitoring
WO2013135861A2 (en) * 2012-03-15 2013-09-19 Institutt For Energiteknikk Tracer based flow measurement
RU2573746C2 (en) * 2010-07-30 2016-01-27 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Systems and methods for well performance forecasting
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

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
RU2160360C2 (en) * 1998-07-28 2000-12-10 Мобил Ойл Корпорэйшн Well filter
EA005125B1 (en) * 2000-04-26 2004-12-30 Синвент Ас Reservoir monitoring
RU2573746C2 (en) * 2010-07-30 2016-01-27 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Systems and methods for well performance forecasting
WO2013135861A2 (en) * 2012-03-15 2013-09-19 Institutt For Energiteknikk Tracer based flow measurement
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

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115839233A (en) * 2022-11-30 2023-03-24 成都理工大学 Method for evaluating output rule of plugging migration of fluorescent tracing microspheres

Also Published As

Publication number Publication date
CN114922616A (en) 2022-08-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9243494B2 (en) Apparatus and method for fluid property measurements
CN1239809C (en) Method for predetermining subfloor temp
RU2315863C2 (en) Method for multipay field survey and development
CN110805432A (en) Method for testing horizontal well fluid production profile by adopting quantum dot tracer
MX2007004800A (en) Method for determining tracer concentration in oil and gas production fluids.
RU2482272C2 (en) Control method of development of hydrocarbon deposit
CN110735632A (en) Production logging method after multi-stage hydraulic fracturing based on tracer
CN113513314A (en) Quantitative and qualitative evaluation method for gas production in multiphase flow after multi-stage hydraulic fracturing
RU164347U1 (en) DEVICE WITH INDICATOR IN AN AMPOULE FOR TRACER RESEARCH OF HORIZONTAL WELL WITH SEPARATED INTERVAL PACKERS AND INTERMEDIATE HYDRAULIC BREAKING
RU2569143C1 (en) Method of yield determination of water, oil, gas using flow meter
CN109707373B (en) Horizontal well-vertical well bidirectional tracing method based on fluid production profile test and inter-well tracing
CN117662126B (en) Crack closure pressure and output profile monitoring method based on quantum tracer
WO2022173323A1 (en) Method for determining the flow profile of oil and gas producing wells
WO2014104914A1 (en) Hydrocarbon field development control method
RU2810391C2 (en) Method for determining inflow profile of oil and gas producing wells using marker diagnostics
RU2685601C1 (en) Method for determining the flow rate of water, oil, gas
CN111236905A (en) Method for testing horizontal well output profile
CN112943228A (en) Fluorescent nano proppant productivity profile test method
RU2354826C2 (en) Method of continuous discrete indicator mark sampling from gas hole and device to this end
CN115614028A (en) Tracer water finding tool and tracer liquid production profile water finding method
RU2164599C2 (en) Method of investigation of liquid-phase dynamic processes in strata with anomalously low pressure
RU2021103401A (en) Method for determining the profile of inflows of oil and gas producing wells by the method of marker diagnostics
CN113153278A (en) Tracing monitoring and explaining method for multi-section fracturing production profile
US20230279770A1 (en) Method of using an ultrahigh resolution nanoparticle tracer additive in a wellbore, hydraulic fractures and subsurface reservoir
Katashov et al. Using markers for Production Logging in horizontal gas wells with multistage hydraulic fracturing

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 21925949

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 21925949

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 21925949

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1