RU2685601C1 - Method for determining the flow rate of water, oil, gas - Google Patents
Method for determining the flow rate of water, oil, gas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2685601C1 RU2685601C1 RU2018123156A RU2018123156A RU2685601C1 RU 2685601 C1 RU2685601 C1 RU 2685601C1 RU 2018123156 A RU2018123156 A RU 2018123156A RU 2018123156 A RU2018123156 A RU 2018123156A RU 2685601 C1 RU2685601 C1 RU 2685601C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- gas
- tags
- matrix
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 61
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 35
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 52
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims abstract description 32
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 14
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 11
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 12
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 9
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 4
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 3
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 claims description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 abstract description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 21
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 8
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 4
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 4
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- -1 helium Chemical compound 0.000 description 3
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 239000003086 colorant Substances 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- IINNWAYUJNWZRM-UHFFFAOYSA-L erythrosin B Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1C1=C2C=C(I)C(=O)C(I)=C2OC2=C(I)C([O-])=C(I)C=C21 IINNWAYUJNWZRM-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004174 erythrosine Substances 0.000 description 2
- 229940011411 erythrosine Drugs 0.000 description 2
- 235000012732 erythrosine Nutrition 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- MURGITYSBWUQTI-UHFFFAOYSA-N fluorescin Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1C1C2=CC=C(O)C=C2OC2=CC(O)=CC=C21 MURGITYSBWUQTI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 2
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 2
- QUXDJIXHTKFBTG-UHFFFAOYSA-N 3-[3-(diethylaminomethyl)-4-hydroxyphenyl]-6-methoxychromen-4-one Chemical compound C1=C(O)C(CN(CC)CC)=CC(C=2C(C3=CC(OC)=CC=C3OC=2)=O)=C1 QUXDJIXHTKFBTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 108010010803 Gelatin Proteins 0.000 description 1
- 108010043121 Green Fluorescent Proteins Proteins 0.000 description 1
- AQGDXJQRVOCUQX-UHFFFAOYSA-N N.[S] Chemical compound N.[S] AQGDXJQRVOCUQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YZCKVEUIGOORGS-NJFSPNSNSA-N Tritium Chemical compound [3H] YZCKVEUIGOORGS-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- JSQFXMIMWAKJQJ-UHFFFAOYSA-N [9-(2-carboxyphenyl)-6-(ethylamino)xanthen-3-ylidene]-diethylazanium;chloride Chemical compound [Cl-].C=12C=CC(=[N+](CC)CC)C=C2OC2=CC(NCC)=CC=C2C=1C1=CC=CC=C1C(O)=O JSQFXMIMWAKJQJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DPKHZNPWBDQZCN-UHFFFAOYSA-N acridine orange free base Chemical compound C1=CC(N(C)C)=CC2=NC3=CC(N(C)C)=CC=C3C=C21 DPKHZNPWBDQZCN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000003491 array Methods 0.000 description 1
- 239000010425 asbestos Substances 0.000 description 1
- 159000000009 barium salts Chemical class 0.000 description 1
- DZBUGLKDJFMEHC-UHFFFAOYSA-N benzoquinolinylidene Natural products C1=CC=CC2=CC3=CC=CC=C3N=C21 DZBUGLKDJFMEHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052793 cadmium Inorganic materials 0.000 description 1
- BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N cadmium atom Chemical compound [Cd] BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- NJDNXYGOVLYJHP-UHFFFAOYSA-L disodium;2-(3-oxido-6-oxoxanthen-9-yl)benzoate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1C1=C2C=CC(=O)C=C2OC2=CC([O-])=CC=C21 NJDNXYGOVLYJHP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000011234 economic evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- YQGOJNYOYNNSMM-UHFFFAOYSA-N eosin Chemical compound [Na+].OC(=O)C1=CC=CC=C1C1=C2C=C(Br)C(=O)C(Br)=C2OC2=C(Br)C(O)=C(Br)C=C21 YQGOJNYOYNNSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- GNBHRKFJIUUOQI-UHFFFAOYSA-N fluorescein Chemical compound O1C(=O)C2=CC=CC=C2C21C1=CC=C(O)C=C1OC1=CC(O)=CC=C21 GNBHRKFJIUUOQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 239000008273 gelatin Substances 0.000 description 1
- 229920000159 gelatin Polymers 0.000 description 1
- 235000019322 gelatine Nutrition 0.000 description 1
- 235000011852 gelatine desserts Nutrition 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 238000004020 luminiscence type Methods 0.000 description 1
- 238000011326 mechanical measurement Methods 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 230000001617 migratory effect Effects 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100000956 nontoxicity Toxicity 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000004445 quantitative analysis Methods 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000941 radioactive substance Substances 0.000 description 1
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- PYWVYCXTNDRMGF-UHFFFAOYSA-N rhodamine B Chemical compound [Cl-].C=12C=CC(=[N+](CC)CC)C=C2OC2=CC(N(CC)CC)=CC=C2C=1C1=CC=CC=C1C(O)=O PYWVYCXTNDRMGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052895 riebeckite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000012549 training Methods 0.000 description 1
- 229910052722 tritium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 210000003462 vein Anatomy 0.000 description 1
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
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации промысловых скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.The invention relates to the field of oil and gas industry, in particular to the field of exploitation of production wells, and can be used in the development of oil, gas and gas condensate fields.
В рамках настоящей заявки термин «заканчивание скважины» означает (см. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин: Учеб. для вузов-М.: Недра, 1979, Теория и практика заканчивания скважин: в 5 т/ А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ф. Будников и др. - М.: Недра, 1997-1998, Т. 1-5) спуск компоновки из труб, возможно фильтров (через них течет жидкость) или последующей перфорации, пакеров (изолирующие элементы) и подвески (крепежное приспособление (якорь) для того, чтобы вся конструкция фиксировалась в указанном месте).In the framework of this application, the term "well completion" means (see EM Soloviev. Well completion: Training. For universities-M .: Nedra, 1979, Theory and practice of well completion: 5 tons / AI Bulatov, P P. Makarenko, VF Budnikov and others - M .: Nedra, 1997-1998, T. 1-5) descent of the layout from pipes, possibly filters (liquid flows through them) or subsequent perforation, packers (insulating elements ) and suspension (fastener (anchor) to ensure that the whole structure was fixed in the specified location).
Определение фазовых дебитов скважин является одной из важнейших задач для нефтегазодобывающей промышленности. Данная задача стоит не только во время исследования разведочных скважин, освоения вновь, пробуренных скважин, но и в процессе мониторинга работы эксплуатационных скважин.Determining the phase flow rates of wells is one of the most important tasks for the oil and gas industry. This task is not only during the study of exploration wells, the development of newly drilled wells, but also in the process of monitoring the operation of production wells.
Существуют два основных направления расходометрии.There are two main areas of flow measurement.
Традиционным методом измерения многофазного потока является фазовая сепарация и замер каждой фазы по отдельности. Это является самым простым и надежным способом измерения многофазного потока. К недостаткам следует отнести необходимость проводить замеры и испытания с сепаратором, которые требуют соблюдения соответствующих мер безопасности и наличия трубной обвязки испытательного оборудования. Данное решение не всегда приемлемо, например, при разработке морских месторождений с использованием платформ или удаленных месторождений, вследствие ограничений по площади поверхности и массе используемого оборудования.The traditional method of measuring multiphase flow is phase separation and measurement of each phase separately. This is the easiest and most reliable way to measure multiphase flow. The disadvantages include the need to carry out measurements and tests with a separator, which require compliance with appropriate safety measures and the presence of piping test equipment. This solution is not always acceptable, for example, when developing offshore fields using platforms or remote fields, due to limitations on surface area and mass of the equipment used.
Другим традиционным направлением является оценка дебитов работы скважины без разделения фаз - многофазная расходометрия. Основными принципами замера расхода смеси являются: замеры дифференциального давления на сужающем устройстве, механические замеры расхода и кросс-корреляционные методы. Фракции в потоке определяют с применением замеров поглощения гаммаизлучения, оценки общих электрических свойств и применением ультразвуковой технологии. Каждая из технологий обладает рядом недостатков и преимуществ и может применяться в зависимости от специфики поставленных задач. Наиболее точными, универсальными и надежными устройствами на сегодняшний день считаются расходомеры, построенные на принципе замеров дифференциального давления и гаммапоглощения. К недостаткам данных технологий можно отнести не только высокую стоимость испытаний, но и довольно узкий диапазон параметров работы скважины (дебит, обводненность и газовый фактор), при выходе за который приходится заново настраивать стенд, используя корреляционные методы.Another traditional direction is the evaluation of well flow rates without phase separation - multiphase flow metering. The basic principles of measuring the flow rate of a mixture are: measurements of the differential pressure at the restriction device, mechanical measurements of the flow rate and cross-correlation methods. Fractions in the stream are determined using measurements of the absorption of gamma radiation, evaluation of the overall electrical properties and the use of ultrasonic technology. Each of the technologies has a number of disadvantages and advantages and can be applied depending on the specifics of the tasks. The most accurate, versatile and reliable devices today are flow meters built on the principle of measuring differential pressure and gamma absorption. The disadvantages of these technologies include not only the high cost of testing, but also a rather narrow range of well operation parameters (flow rate, water content and gas factor), and beyond this, you have to reconfigure the stand using correlation methods.
Известен (SU, авторское свидетельство 987554, опубл. 1981) способ исследования скважин, заключающийся в закачке в скважину люминесцирующего раствора, преимущественно флюоресцина, с последующим измерением интенсивности люминесценции по стволу скважины для целей повышения надежности обнаружения жил асбеста.A well-known (SU, certificate of authorship 987554, publ. 1981) is a method of well testing, which consists in pumping a luminescent solution, mainly fluorescein, into the well, followed by measuring the luminescence intensity along the wellbore for the purpose of improving the reliability of asbestos vein detection.
Недостатком известного способа следует признать его малую информативность и не пригодность для исследования промысловых скважин по добыче углеводородов.The disadvantage of this method should recognize its low information content and not suitable for the study of production wells for the extraction of hydrocarbons.
Известен (SU, патент 1473405, опубл. 1987) способ определения характера фильтрации жидкости в пласте, основанный на закачке индикатора в нагнетательную скважину с последующим его определением в отбираемой из добывающей скважины продукции, причем в качестве индикатора в нагнетательную скважину закачивают предварительно введенные в клетки микроорганизмов флюорохромы, устойчивые к пластовой жидкости (эритрозин, акридиновый оранжевый, эозин, флюоресцин или родамин Ж).Known (SU, patent 1473405, publ. 1987) method of determining the nature of filtration of fluid in the reservoir, based on the injection of the indicator into the injection well, followed by its determination in selected products from the production well, and as an indicator, microorganisms are previously injected into the injection well reservoir-resistant fluorochromes (erythrosine, acridine orange, eosin, fluorescin or rhodamine G).
Недостатком известного способа следует признать его низкую информативность.The disadvantage of this method should recognize its low information content.
Известен (SU, патент 1684491, опубл. 1989) способ исследования динамических процессов многопластового месторождения природных газов. Согласно известному способу вводят в пласт через нагнетательную скважину индикатор в носителе, отсутствующий в природном газе, преимущественно гелий, отбирают пробы из добывающей скважины, определяют время появления индикатора в продукции добывающей скважины, а также зависимость изменения во времени концентрации индикатора в последней и судят о сообщаемости объектов по наличию индикатора в продукции.A known (SU, patent 1684491, publ. 1989) is a method for studying dynamic processes of a multilayer natural gas field. According to a known method, an indicator in the carrier, which is absent in natural gas, mainly helium, is introduced into the reservoir through an injection well, samples are taken from the production well, the time of appearance of the indicator in the production of the production well is determined, as well as the dependence of the change in indicator concentration over time and judged by the connectivity objects by the presence of the indicator in the product.
Недостаток указанного способа состоит в получении недостоверных данных ввиду неоднозначности интерпретации полученных результатов на многопластовых газовых, нефтяных с газовой шапкой месторождениях и ПХГ. Неэффективно применение известного способа одновременно в нескольких скважинах, вскрывающих один и тот же горизонт (пласт) или различные горизонты (пласты) ввиду неоднозначности интерпретации полученных результатов из-за невозможности идентификации прихода гелия от какой-либо конкретной нагнетательной скважины и возможностью пропуска (потери) части индикаторной волны, обусловленной дискретностью взятия проб флюида. Многократное применение способа на одном месторождении также невозможно из-за повышения фоновых (остаточных) содержаний гелия, волнообразного прихода индикатора со значительной временной задержкой. Невозможно применять известный способ для коллекторов трещинного типа ввиду фиксации только одного максимума прихода индикатора в продукции добывающей скважины. К тому же способ неприменим на газовых и нефтяных, с газовой шапкой, месторождениях с высоким содержанием гелия в добываемой продукции.The disadvantage of this method is to obtain unreliable data due to the ambiguity of the interpretation of the results obtained in multilayer gas, oil with gas cap fields and UGS. Ineffective application of the known method at the same time in several wells, revealing the same horizon (layer) or different horizons (layers) due to the ambiguity of interpretation of the results due to the inability to identify the arrival of helium from any particular injection well indicator wave due to the discreteness of fluid sampling. Repeated application of the method on the same field is also impossible due to the increase in the background (residual) helium content, the wave-like arrival of the indicator with a significant time delay. It is impossible to apply the known method for fracture type reservoirs due to the fixation of only one maximum of the indicator arrival in the production of a production well. In addition, the method is not applicable to gas and oil, with a gas cap, fields with a high content of helium in the extracted products.
Известен (US, патент 4742873, опубл. 1988) способ исследования динамических процессов газовой среды. Согласно известному способу в нагнетательные скважины вводят различные индикаторы в газовом носителе, из добывающих скважин отбирают пробы и определяют концентрации индикаторов во времени в добываемой продукции.Known (US patent 4742873, publ. 1988) method of studying the dynamic processes of the gas environment. According to a known method, various indicators are introduced into injection wells in a gas carrier, samples are taken from production wells, and the concentrations of indicators are determined over time in the production.
Недостаток указанного способа связан с тем, что различные индикаторы могут иметь различные свойства по отношению к пластовым условиям, что вносит значительную погрешность в определение объективной картины миграции газа при эксплуатации многопластового месторождения углеводородов.The disadvantage of this method is due to the fact that different indicators may have different properties with respect to reservoir conditions, which introduces a significant error in the definition of an objective picture of gas migration during the operation of a multilayer hydrocarbon field.
Известен (RU, патент 2167288, опубл. 2001) способ исследования динамических процессов газовой среды подземного хранилища газа. Согласно известному способу в период максимального давления через разные центральные нагнетательные скважины закачивают индикаторы в газовом носителе, в каждую из них закачивают индикатор одного цвета в виде газонаполненных микрогранул со степенью дисперсности 0,5-0,6 мкм, а в период снижения давления до минимальной средневзвешенной по площади величины одновременно отбирают пробы газа из добывающих скважин, определяют изменения во времени концентрации индикаторов каждого цвета, находят суммарное количество индикатора каждого цвета, поступившего в каждую нагнетательную скважину, строят карты и по величине долей мигрирующего газа выявляют направление внутрипластовых и межпластовых перетоков и оконтуривают газодинамически различные зоны.Known (RU, patent 2167288, publ. 2001) method of studying the dynamic processes of the gas environment of the underground gas storage. According to a known method, during the period of maximum pressure, indicator is pumped into the gas carrier through different central injection wells. An indicator of the same color is pumped into each of them in the form of gas-filled microgranules with a degree of dispersion of 0.5-0.6 μm, and in the period of pressure reduction to the minimum weighted average by area of magnitude, gas samples are taken simultaneously from production wells, the changes in the concentration of indicators of each color are determined over time, the total amount of indicator of each color is found, who have stumbled into each injection well, build maps and, by the size of the migratory gas share, reveal the direction of intra-layer and inter-layer flows and delineate gas-dynamic different zones.
Недостаток этого способа связан с тем, что при отборе пробы нарушается технологический режим работы газовой скважины, заключающийся в том, что необходимо одновременно ежесуточно отбирать пробы газа из добывающих скважин в течение длительного времени, что вносит значительную погрешность в определение объемной картины миграции газа при эксплуатации ПХГ.The disadvantage of this method is due to the fact that during sampling the technological mode of operation of a gas well is violated, which consists in the fact that it is necessary to simultaneously take gas samples from producing wells for a long time at a time, which introduces a significant error in determining the volumetric pattern of gas migration during the operation of the UGS .
Известен (RU, патент 2482272, опубл. 2013) способ контроля за разработкой месторождения углеводородов с использованием трассера-метки, причем устанавливают на спускаемом оборудовании и затем опускают в скважину на заранее определенное расстояние от устья скважины, по меньшей мере, один контейнер, содержащий трассера-метки, с последующим контролем скважинного флюида или газа на содержание трассера-метки, причем корпус контейнера выполнен из материала, способного растворяться либо разлагаться под действием воды либо газа и устойчивого к действию углеводородной среды.Known (RU, patent 2482272, publ. 2013) method of monitoring the development of hydrocarbon deposits using tracer tags, and set on the descent equipment and then lowered into the well at a predetermined distance from the wellhead, at least one container containing the tracer marks, followed by control of the well fluid or gas for the content of the tracer tag, the container body being made of a material that can dissolve or decompose under the action of water or gas and is resistant to w hydrocarbon medium.
Недостатком известного способа следует признать его малую информативность.The disadvantage of this method should recognize its low information content.
Техническая проблема, решаемая посредством реализации разработанного способа, состоит в расширении номенклатуры способов контроля работы промысловых скважин.The technical problem solved by the implementation of the developed method is to expand the range of methods for monitoring the operation of production wells.
Технический результат, достигаемый при реализации разработанного способа, состоит в увеличении получаемой информации о фильтрации в пласте и о реально протекающих процессах в скважине с конкретизацией во времени и пространстве при одновременном повышении точности и упрощении способа.The technical result achieved during the implementation of the developed method consists in increasing the obtained information about the filtration in the reservoir and about the actual processes in the well with specification in time and space while simultaneously increasing the accuracy and simplification of the method.
Для постижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ определения дебитов воды, нефти, газа. При реализации разработанного способа, по меньшей мере, один контейнер, содержащий, по меньшей мере, одну матрицу, выполненную из материала с различной растворимостью в пластовом флюиде различного состава и содержащую диспергированные в материале матрицы трассеры -метки в виде частиц с различными физико-химическими свойствами, предпочтительно, равномерно распределенные в материале матрицы, устанавливают на необходимой глубине и/или в устье скважины с обеспечением контакта с добываемым пластовым флюидом, причем предварительно определяют растворимость матриц в модельных растворах различного с различным соотношением воды, жидкого углеводорода и природного газа и в зависимости от скорости потока, при этом контейнер может быть выполнен с возможностью замены по мере растворения матрицы, а также с возможностью высвобождения из матрицы, при взаимодействии ее с пластовым флюидом, трассеров-меток и/или с использованием внешнего управляющего сигнала, в том числе после остановки скважины, при этом контейнер выполнен с возможностью использования в работающих или в новых скважинах в составе камеры, встроенной в фильтры, патрубки или в составе камеры в виде отдельного устройства в составе компоновки, по анализу зарегистрированных на выходе из скважины меток -трассеров с использованием ранее определенной растворимости матриц в модельных растворах рассчитывают дебиты воды, нефти, газа.To comprehend this technical result, it has been proposed to use the developed method for determining the flow rates of water, oil, gas. When implementing the developed method, at least one container containing at least one matrix made of a material with different solubility in a reservoir fluid of different composition and containing tracer dispersed in the matrix material - marks in the form of particles with different physicochemical properties , preferably, evenly distributed in the matrix material, set at the required depth and / or at the wellhead to ensure contact with the produced formation fluid, with a predetermined The solubility of the matrices in the model solutions is different with different ratios of water, liquid hydrocarbon and natural gas and, depending on the flow rate, the container can be made replaceable as the matrix dissolves and also can be released from the matrix when it interacts with reservoir fluid, tracers-tags and / or using an external control signal, including after a well shutdown, while the container is designed to be used in operating or new wells nach composed of a camera built in filters, pipes or in a separate chamber in the device as part of layout for the analysis at the outlet from the well -trasserov labels using the previously defined matrices solubility in model solutions calculated flow rates of water, oil and gas.
Предпочтительно в качестве внешнего управляющего сигнала используют изменение режима работы скважины или импульса давления. Например, в некоторых вариантах реализации разработанного способа при уменьшении дебита скважины возможно открытие клапанов, которые направляют поток через камеру с трассерами и, таким образом, позволяют трассерам вымываться потоком.Preferably, a change in the mode of operation of the well or pressure pulse is used as an external control signal. For example, in some embodiments of the developed method, with decreasing well production, it is possible to open valves that direct the flow through the chamber with the tracers and, thus, allow the tracers to leach out with the flow.
В некоторых вариантах реализации разработанного способа в разные интервалы скважины устанавливают контейнеры с матрицами, содержащие трассера-метки с различными физико-химическими характеристиками. Например, в один интервал скважины устанавливаются флуоресцентные трассера красного цвета, которые выделяются при прохождении воды из пласта в скважину, другой интервал оснащается флуоресцентными трассерами зеленого цвета. При добыче, на устье скважины берется проба и анализируется, например, на содержание трассеров красного и зеленого цвета и по абсолютному и относительному количеству трассеров красного и зеленого определяется абсолютный и относительный дебит из каждого интервала.In some embodiments of the developed method, matrix containers containing tracer tags with various physicochemical characteristics are installed at different intervals of the well. For example, fluorescent tracer of red color is installed in one interval of a well, which stand out when water passes from the formation into the well, another interval is equipped with green fluorescent tracer. During production, a sample is taken at the wellhead and analyzed, for example, the content of red and green tracers and the absolute and relative flow rates from each interval are determined by the absolute and relative number of red and green tracers.
Преимущественно трассеры-метки с различными физико-химическими характеристиками используют при прохождении пластового флюида различного состава, при этом по концентрации или количеству высвободившихся трассеров - меток, реагирующих на определенный компонент пластового флюида определяют количество компонентов пластового флюида, пришедшего из данного продуктивного интервала скважины. Например, скорость растворения материала матриц определяет количество трассеров, которое вымывается и попадает в поток в единицу времени. При анализе проб определяют количество трассеров, что однозначно дает информацию о количестве жидкости, прошедшем из данного интервала.Preferably, tracers with different physicochemical characteristics are used during the passage of formation fluid of different composition, while the concentration or amount of released tracers — labels that react to a specific component of formation fluid, determine the number of components of formation fluid that came from a given production well interval. For example, the rate of dissolution of the matrix material determines the number of tracers, which is washed out and enters the stream per unit time. When analyzing samples, the number of tracers is determined, which unambiguously gives information about the amount of liquid that has passed from this interval.
В некоторых вариантах реализации разработанного способа продуктивные интервалы скважины, в которые устанавливают контейнеры с трассерами-метками, на время измерений изолируют друг от друга во избежание перетоков и снижения точности замеров. Это делается, например, за счет установки заколонных пакеров.In some embodiments of the developed method, the productive intervals of the well, in which containers with tracer-tags are installed, are isolated from each other for the duration of the measurements in order to avoid overflows and reduce the accuracy of measurements. This is done, for example, by installing annular packers.
Равномерное распределение трассеров-меток в матрице позволяет определять прямое соответствие количества высвобождаемых из матрицы трассеров потоку омываемого матрицу флюида (воды, углеводородной среды, газа, в зависимости от типа матрицы) в течение всего времени жизни матрицы.The uniform distribution of tracers in the matrix allows to determine the direct correspondence of the amount of tracers released from the matrix to the flow of the fluid washed by the matrix (water, hydrocarbon medium, gas, depending on the type of matrix) throughout the matrix lifetime.
Исполнение матрицы в составе камеры, встроенной в скважинные фильтра, позволяет проводить мониторинг притока в режиме реального времени в новых скважинах сразу после запуска скважины на добычу без проведения каких-либо дополнительных операций.The execution of the matrix in the composition of the chamber integrated into the borehole filter allows monitoring of the inflow in real time in new wells immediately after starting the well for production without performing any additional operations.
Исполнение матрицы в составе камеры в виде отдельного устройства в составе компоновки не требует изменения утвержденным планом работ состава компоновки, поскольку не меняют длины компоновки и ее элементов, а также не требует извлечения устройств из скважины после завершения времени жизни матриц, а также позволяет проводить мониторинг притока в скважинах, эксплуатируемых при помощи ЭЦН, в частности в скважинах с МГРП.The execution of the matrix in the composition of the chamber as a separate device in the composition does not require changes in the composition plan approved by the work plan, since they do not change the length of the assembly and its elements, and also do not require removal of the devices from the well after the completion of the matrix lifetimes, and also allow monitoring in wells operated with the help of ESP, in particular in wells with multiple hydraulic fracturing.
Предпочтительно при реализации разработанного способа используют более одной матрицы, причем матрицы выполнены из материалов с различной растворимостью, при этом предварительно определяют растворимость матриц в модельных растворах различного с различным соотношением воды и жидкого углеводорода в зависимости от скорости потока (расхода скважинного флюида). И на основе предварительно определенных значений растворимости при различных условиях и по количеству определенных трассеров - меток различного типа, выявленных в потоке извлекаемого из скважины флюида определяют более точно соотношение воды и углеводорода в скважинном флюиде.Preferably, when implementing the developed method, more than one matrix is used, and the matrices are made of materials with different solubility, and the solubility of the matrices in model solutions of different with different ratios of water and liquid hydrocarbon is pre-determined depending on the flow rate (well fluid flow). And based on the previously determined values of solubility under various conditions and by the number of certain tracers — labels of various types detected in the flow of fluid extracted from the well determine the ratio of water and hydrocarbon in the well fluid more accurately.
В одном из вариантов реализации в качестве трассеров-меток используют вещества, способные люминесцировать под действием УФ излучения.In one of the implementation options as tracers tags use substances that can luminesce under the action of UV radiation.
В другом варианте реализации в качестве трассеров-меток используют вещества с высокой магнитной или диэлектрической проницаемостью.In another embodiment, substances with high magnetic or dielectric constant are used as tracers.
Это не ограничивает перечень материалов, которые могут быть использованы в качестве трассеров - меток.This does not limit the list of materials that can be used as tracers - tags.
Матрицы с трассерами-метками могут быть выполнены, в том числе, и с возможностью истирания за счет абразивного действия твердых частиц, присутствующих в газе.Matrices with tracers-tags can be performed, including, with the possibility of abrasion due to the abrasive action of the solid particles present in the gas.
Обычно концентрацию трассеров-меток определяют путем автоматического считывания их в потоке либо путем отбора проб на устье.Typically, the concentration of tracers tags is determined by automatically reading them in the stream or by sampling at the mouth.
Дополнительно на выходе из камеры расходомера можно установить ультразвуковой датчик, способный измерять расход протекающего через него газа.Additionally, an ultrasonic sensor capable of measuring the flow rate of gas flowing through it can be installed at the outlet of the flow meter chamber.
В некоторых случаях матрицы используют для определения притока после проведения многостадийного гидроразрыва пласта.In some cases, matrices are used to determine the flow after multi-stage fracturing.
Иногда матрицы устанавливают в составе фильтров или первоначального заканчивания и используют для определения притока. Также матрицы могут устанавливать в составе повторного заканчивания и используют для определения притока.Sometimes the matrices are set as part of the filters or initial completion and used to determine the inflow. Also, matrices can be set as part of a re-completion and are used to determine the inflow.
Поскольку скважинный флюид является по факту трехкомпонентным потоком (вода - нефть - природный газ) с произвольным соотношением указанных компонентов потока, а используемые матрицы способны выделять уникальные трассеры -метки под действием только одного из компонентов потока, то, проведя на выходе из скважины количественный анализ присутствующих в потоке трассеров-меток, можно с достаточной точностью определить количественный состав скважинного флюида, что позволит путем использования известных в нефтегазодобывающей промышленности приемов измерить количественный состав скважинного флюида.Since the well fluid is in fact a three-component stream (water - oil - natural gas) with an arbitrary ratio of the indicated flow components, and the matrices used are able to isolate unique tracers - marks under the action of only one of the flow components, then, after leaving the well, quantitative analysis of those present in the flow of tracer tags, it is possible to determine with sufficient accuracy the quantitative composition of the well fluid, which will allow using known oil and gas industry techniques to measure the quantitative composition of the well fluid.
В некоторых вариантах реализации разработанного способа при спуске в составе заканчивания, каждый участок заканчивания, перекрывающий определенный добывающий интервал скважины, оснащен контейнерами с уникальным набором трассеров-меток.In some embodiments of the developed method during the descent in the composition of the completion, each section of the completion, covering a certain production interval of the well, is equipped with containers with a unique set of tracers-tags.
Контейнер может быть установлен с возможностью ее замены после высвобождения трассеров-меток из матрицы.The container can be installed with the possibility of its replacement after the release of tracers-tags from the matrix.
В качестве трассеров-меток могут быть использованы нерастворимые частицы размером 1-1000 мкм.Insoluble particles with a size of 1-1000 μm can be used as tracers.
В некоторых вариантах реализации разработанного способа используют матрицы, имеющие консистенцию геля.In some embodiments of the developed method, matrices having the consistency of a gel are used.
В базовом варианте разработанный способ может быть реализован следующим образом.In the base case, the developed method can be implemented as follows.
В промысловую скважину устанавливают индикаторный многофазный расходомер. Расходомер в данном случае представляет из себя камеру, в которой установлены, по меньшей мере, одна матрица, содержащая в себе трассера-метки, причем матрица выполнена из материала, способного растворяться или разлагаться под действием воды и устойчивого к действию углеводородной среды и газа, либо растворяться или разлагаться только в углеводородной среде с устойчивостью к воде и газу, либо растворяться или разлагаться только при воздействии газовой среды. Также возможно высвобождение трассеров-меток с использованием внешнего управляющего сигнала. Измеряя тем или иным образом концентрацию высвободившегося трассера-метки, возможно однозначным образом определить расход нефти, воды, газа, прошедшие через устройство. Водорастворимые матрицы могут быть сделаны, например, из поливинилового спирта или другого водорастворимого материала. Нефтерастворимые матрицы могут быть сделаны, в частности, из вязкого битума. В качестве трассеров могут быть использованы, в частности, микроскопические флуоресцентные частицы размером 1-1000 микрометров. В частности, на скважине Окуневского месторождения были установлены внутрискважинные расходомеры в составе компоновки для многостадийного гидроразрыва пласта для определения притока воды и нефти после проведения работ и запуска скважины в добычу. Были получены количественные и качественные результаты по притоку воды и нефти из различных интервалов скважины, определено качество выполнения работ по гидроразрыву пласта. А так же получены результаты работы скважины в реальном времени.In the production well set indicator multiphase flow meter. The flow meter in this case is a chamber in which at least one matrix is installed containing a tracer tag, the matrix is made of a material capable of dissolving or decomposing under the action of water and resistant to the action of the hydrocarbon medium and gas, or dissolve or decompose only in a hydrocarbon medium with resistance to water and gas, or dissolve or decompose only when exposed to a gaseous medium. It is also possible to release tracers tags using an external control signal. By measuring in one way or another the concentration of the released tracer tag, it is possible to unambiguously determine the flow rate of oil, water, gas that has passed through the device. Water-soluble matrices can be made, for example, from polyvinyl alcohol or other water-soluble material. Oil-soluble matrices can be made, in particular, from viscous bitumen. In particular, microscopic fluorescent particles with a size of 1-1000 micrometers can be used as tracers. In particular, downhole flowmeters were installed in the well of the Okunevskoye field as part of the layout for multi-stage hydraulic fracturing to determine the flow of water and oil after the work and start the well into production. Were obtained quantitative and qualitative results on the flow of water and oil from different intervals of the well, determined the quality of work on hydraulic fracturing. As well as the results of the well in real time.
Одним из вариантов реализации разработанного способа является включение расходомерного устройствах флуоресцентными или люминесцентными маркерами в системы заканчивания, например в противопесочные фильтры, и спуске расходомерного устройства в скважину, выделении либо образовании в различных интервалах скважины трассеров-меток и отслеживании их эволюции при распространении в потоке вдоль ствола скважины. Также возможно оснастить различные интервалы маркерами различного цвета, которые высвобождаются при прохождении воды, нефти, газа.One of the options for implementing the developed method is to include flow meters with fluorescent or luminescent markers in completion systems, for example, in anti-sand filters, and to lower the flow meter into the well, extract or form tracer tags in different intervals of the well, and track their evolution during distribution in the flow along the wellbore. wells. It is also possible to equip different intervals with markers of different colors, which are released during the passage of water, oil, gas.
Для измерения расхода флюида возможно использовать технологию включения флуоресцентных частиц размером 1-1000 мкм в матрицы. Путем автоматического считывания либо отбора проб на устье, измерении концентрации частиц в отбираемых пробах, возможно определить характеристики притока во времени, определить расход нефти, воды и/или газа, определить работающие интервалы скважины во время освоения, определить время прорыва воды, сделать количественные оценки, а также локализовать место прорыва.To measure the flow rate of fluid, it is possible to use the technology of incorporating fluorescent particles with a size of 1-1000 microns into matrices. By automatically reading or sampling at the mouth, measuring the concentration of particles in the sampled samples, it is possible to determine the flow characteristics over time, determine the flow rate of oil, water and / or gas, determine the working intervals of the well during development, determine the time of water breakthrough, make quantitative estimates, as well as localize the place of breakthrough.
Использование в качестве трассеров-меток частиц размером 1-1000 мкм позволяет измерить концентрацию с высокой точностью и позволит количественно определить расход нефти и воды из различных продуктивных интервалов. Возможна модификация оборудования для принудительного выделения маркеров при подаче управляющего сигнала, например, с помощью повышения давления на устье.The use of particles with a size of 1–1000 μm as tracers makes it possible to measure the concentration with high accuracy and will allow us to quantify the consumption of oil and water from various productive intervals. It is possible to modify the equipment to force the selection of markers when applying a control signal, for example, by increasing the pressure at the wellhead.
Данный подход позволит на этапе освоения скважины определить работающие нефтью интервалы и оценить эффективность освоения. На более позднем этапе технология позволит определить интервалы прорыва воды для последующих ремонтно-изоляционных работ.This approach will allow determining the oil-working intervals at the well development stage and assess the development efficiency. At a later stage, the technology will make it possible to determine water breakthrough intervals for subsequent repair and insulation works.
Также вариантом реализации технологии является установка расходомера, основанного на выделении трассеров-меток, на устье скважины для определения дебита нефти, воды, газа.Also, an implementation option of the technology is to install a flow meter based on the selection of tracers tags at the wellhead to determine the flow rate of oil, water, gas.
Способ состоит в следующем. В процессе работы скважины трехфазная смесь поступает в камеру расходомера и проходит через контейнеры. Оболочка контейнеров (матриц) начинает разлагаться/разрушаться и выделять запакованные трассера-метки, и смешиваться с протекающим флюидом. По концентрации трассеров-меток в прошедшем через контейнеры потоке можно однозначно определить расход воды, углеводородов или газа через устройство. Расход газа может быть дополнительно измерен с помощью широко используемых в настоящий момент ультразвуковых датчиков расхода, установленных, при необходимости, на выходе из камеры индикаторного расходомера. Для калибровки расходомера можно использовать лабораторные испытания, по результатам которых определяется соответствие концентрации высвободившихся трассеров-меток из матриц, установленных в расходомере, объемам воды, нефти, газа, проходящих через камеру расходомера.The method consists in the following. In the course of well operation, the three-phase mixture enters the flow meter chamber and passes through the containers. The shell of the containers (matrices) starts to decompose / collapse and release packaged tracer tags, and mix with the flowing fluid. According to the concentration of tracers in the flow through the containers, you can unambiguously determine the flow of water, hydrocarbons or gas through the device. The gas flow rate can be additionally measured using ultrasound flow sensors currently widely used, installed, if necessary, at the outlet of the indicator flow meter chamber. Laboratory tests can be used to calibrate a flow meter, the results of which determine the compliance of the concentration of released tracers from the matrices installed in the flow meter to the volumes of water, oil, gas passing through the flow meter chamber.
Индикаторами также могут являться более 100 различных веществ. В качестве трассеров-меток могут быть использованы следующие виды индикаторов:Indicators can also be more than 100 different substances. The following types of indicators can be used as tracers:
флуоресцентные вещества (флуоресцеин натрия, динатриевая соль эозина, эритрозин, родамин Ж, С и т.д.),fluorescent substances (sodium fluorescein, eosin disodium salt, erythrosine, rhodamine F, C, etc.),
индикаторы радикального типа (например, соединения из класса азотистых - мочевина, аммиачная сера, стабильные нитроксильные радикалы и их производные (амины, соли аминов). Достоинствами подобных индикаторов являются растворимость в воде, отсутствие аналогов в природе, биологически неактивны, химически не взаимодействуют с нефтью, устойчивы в пластовых условиях; вещества с высоким поглощением тепловых нейтронов (например, растворы солей бария, бор, кадмий, редкоземельные элементы); радиоактивные изотопы (например, тритий - с большим периодом полураспада);radical type indicators (for example, compounds from the nitrogenous class - urea, ammonia sulfur, stable nitroxyl radicals and their derivatives (amines, amine salts). The advantages of such indicators are water solubility, no analogs in nature, are biologically inactive, do not chemically interact with oil , stable in reservoir conditions; substances with high absorption of thermal neutrons (for example, barium salt solutions, boron, cadmium, rare-earth elements), radioactive isotopes (for example, tritium - with a long period om half-life);
вещества с высокой магнитной или диэлектрической проницаемостью;substances with high magnetic or dielectric constant;
нерастворимые частицы размером 1-1000 мкм, например металлические, либо флуоресцентные и/или люминесцентные.insoluble particles with a size of 1-1000 μm, for example metallic, or fluorescent and / or luminescent.
Матрицы могут быть изготовлены, например, из битума, каучука, желатина, гипса, растворимого в воде поливинилового спирта, растворимой бумаги, а также из веществ, используемых в фармацевтической промышленности для производства капсул.Matrices can be made, for example, from bitumen, rubber, gelatin, gypsum, water-soluble polyvinyl alcohol, soluble paper, and also from substances used in the pharmaceutical industry for the production of capsules.
При прохождении газа, например, матрицы с трассерами-метками могут начать истираться за счет абразивного действия твердый частиц, присутствующих в газе.With the passage of gas, for example, the matrix with tracers-tags can begin to wear out due to the abrasive action of solid particles present in the gas.
Выполнение матриц в виде центраторов, или устройств с гибкими распирающими частями, которые позволяют фиксироваться в стволе скважины, позволяет спускать расходомерные устройства на каком-либо инструменте (НКТ, ГНКТ, геофизический кабель) в работающие скважины и устанавливать их в заданные интервалы. В случае эксплуатации скважины при помощи ЭЦН происходит подъем ЭЦН, спуск устройства на инструменте в самый нижний из заданных интервалов, подъем инструмента, последовательный спуск следующих расходомерных устройств на том же инструменте в остальные интервалы скважины, монтаж ЭЦН и продолжение эксплуатации скважины с мониторингом притока из всех интервалов, в которые были установлены расходомерные устройства.The execution of arrays in the form of centralizers, or devices with flexible arching parts that allow to be fixed in the wellbore, allows the flow measuring devices to be lowered on any tool (tubing, CT, geophysical cable) into working wells and set them at specified intervals. In the case of well operation using the ESP, the ESP is raised, the instrument is lowered to the lowest of the specified intervals, the instrument is raised, the following flow meters on the same instrument are lowered into the remaining intervals of the well, the ESP is installed and the well is continued to be used to monitor all the intervals in which the flow meters were installed.
Исполнение устройства в составе камеры с матрицей, встроенной в скважинные фильтра, позволяет оснащать различные интервалы новой скважины матрицами с трассерами-метками в процессе спуска компоновки заканчивания, не осуществляя никаких дополнительных операций.Execution of the device as part of a chamber with a matrix embedded in the borehole filter allows equipping different intervals of a new well with matrices with tracer tags in the process of lowering the completion layout without performing any additional operations.
Исполнение матрицы в составе камеры в виде отдельного устройства в составе компоновки заканчивания имеет основную область применения скважины, на которых проводится Многостадийный Гидроразрыв Пласта (МГРП).The execution of the matrix in the composition of the chamber in the form of a separate device in the composition of the completion configuration has the main field of application of the well, on which the Multi-Stage Hydraulic Fracturing (MFR) is carried out.
В этом случае устройство состоит из камеры, по бокам которой установлены кольца торцовые, служащие для крепления расходомера к трубе, входящую в компоновку системы заканчивания, на которую устанавливается устройство, при помощи стопорных винтов. Внутри камеры располагается матрицы.In this case, the device consists of a chamber, on the sides of which the end rings are installed, which serve to fasten the flow meter to the pipe, which is included in the layout of the completion system, on which the device is installed, by means of set screws. Inside the camera is the matrix.
Устройство закрепляют на трубы или фильтра компоновки хвостовика и фиксируют винтами и после спуска компоновки в скважину оно оказывается в заданном интервале скважины.The device is fixed on the pipe or filter arrangement of the shank and fixed with screws and after lowering the layout into the well it is in a predetermined interval of the well.
Вариант установки подобного расходомерного устройства в скважину представлен на типовой схеме заканчивания скважины с многостадийным гидроразрывом пласта, закрепляемом на одном из элементов компоновки хвостовика, но не являющемся при этом непосредственно частью хвостовика.A variant of installation of such a flowmeter device in a well is presented on a typical well completion scheme with a multi-stage hydraulic fracturing, which is attached to one of the elements of the liner assembly, but which is not directly a part of the liner.
Расходомерные устройства устанавливают на трубу с двух сторон от муфты, предназначенной для проведения гидроразрыва пласта, телескопическим образом. Это достигается за счет того, что внутренний диаметр устройств позволяет установку на трубах в составе компоновки заканчивания, с последующим его закреплением на трубе с помощью винтов.Flow meters are mounted on a pipe on both sides of a coupling designed for hydraulic fracturing in a telescopic manner. This is achieved due to the fact that the internal diameter of the device allows installation on pipes as part of the completion arrangement, followed by fixing it on the pipe with screws.
Различные интервалы скважины оснащаются расходомерными устройствами с различными по цвету трассерами.Different intervals of the well are equipped with flow meters with different tracers.
С использованием анализа проб на устье скважины определяют количественное содержание трассеров всех цветов, на основании чего делается вывод о характере и величине притока в каждом из интервалов, в котором установлены расходомерные устройства, и в частности позволяет оценить приток нефти и интервалы прорыва воды после проведения гидроразрыва пласта.Using the analysis of samples at the wellhead, the quantitative content of tracers of all colors is determined, on the basis of which a conclusion is made about the nature and amount of the inflow in each of the intervals in which the flow meters are installed, and in particular, it allows to estimate the oil inflow and water break intervals after hydraulic fracturing .
Устройство может быть установлено снаружи труб компоновки заканчивания телескопическим образом с последующим креплением на трубах, при этом в случае компоновки заканчивания с МГРП рекомендуется установка двух устройств с матрицами одних и тех же свойств по обе стороны от муфты ГРП для обеспечения хорошего омывания матриц потоком вне зависимости от локализации разрыва пласта.The device can be installed outside the completion pipelines in a telescopic manner with subsequent fastening on pipes, while in the case of a completion arrangement with MHDF, it is recommended to install two devices with matrices of the same properties on both sides of the hydraulic fracture coupling in order to ensure good flow washes of the matrices regardless of fracture localization.
Все вышеописанные исполнения матриц позволяют проводить мониторинг притока в режиме реального времени.All of the above matrix designs allow for real-time flow monitoring.
Данное изобретение может быть использовано, по меньшей мере, для:This invention can be used at least for:
- измерения поинтервального дебита воды, нефти и/или газа;- measurements of the interval flow rate of water, oil and / or gas;
- измерения общего дебита воды, нефти и/или газа на скважине;- measuring the total flow rate of water, oil and / or gas at the well;
- определения времени и места прорывов воды или газа;- determine the time and place of breakthroughs of water or gas;
- определения интенсивности работы отдельных интервалов при освоении скважин;- determine the intensity of individual intervals during well development;
- периодического контроля фазового состава добываемого флюида;- periodic monitoring of the phase composition of the produced fluid;
- предотвращения обводненности скважины путем своевременного измерения содержания воды в добываемом флюиде;- prevention of water-cut by timely measuring the water content in the produced fluid;
- оценки экономики скважины.- economic evaluation of the well.
К преимуществам разработанного способа можно отнести, в частности:The advantages of the developed method include, in particular:
- низкую себестоимость исследований по сравнению с другими методами;- low cost of research compared with other methods;
- отсутствие радиоактивных веществ в системе измерения;- the absence of radioactive substances in the measurement system;
- простоту оборудования, небольшие размеры/вес;- simplicity of equipment, small size / weight;
- экологическую безопасность и не токсичность применяемых при измерениях материалов.- environmental safety and non-toxicity of materials used in measurements.
Claims (10)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018123156A RU2685601C1 (en) | 2018-06-26 | 2018-06-26 | Method for determining the flow rate of water, oil, gas |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018123156A RU2685601C1 (en) | 2018-06-26 | 2018-06-26 | Method for determining the flow rate of water, oil, gas |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2685601C1 true RU2685601C1 (en) | 2019-04-22 |
Family
ID=66314491
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018123156A RU2685601C1 (en) | 2018-06-26 | 2018-06-26 | Method for determining the flow rate of water, oil, gas |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2685601C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2749223C1 (en) * | 2020-03-27 | 2021-06-07 | Общество с ограниченной ответственностью «ГеоСплит» | Method of qualitative and quantitative estimation of downhole gas inflows in multistage hydraulic fracturing in a multiphase flow system |
| RU2757622C1 (en) * | 2021-01-13 | 2021-10-19 | Владимир Александрович Чигряй | Apparatus for monitoring and operation of boreholes |
| RU2781311C1 (en) * | 2021-05-04 | 2022-10-11 | Олег Николаевич Журавлев | Method for monitoring producing horizontal boreholes |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2001081914A1 (en) * | 2000-04-26 | 2001-11-01 | Sinvent As | Reservoir monitoring |
| WO2009090494A2 (en) * | 2007-12-13 | 2009-07-23 | Schlumberger Canada Limited | Subsurface tagging system with wired tubulars |
| RU2482272C2 (en) * | 2011-07-12 | 2013-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" | Control method of development of hydrocarbon deposit |
| RU2569143C1 (en) * | 2014-02-13 | 2015-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" | Method of yield determination of water, oil, gas using flow meter |
| RU2572867C2 (en) * | 2010-06-11 | 2016-01-20 | Эбсолют Кэмплишн Текнолоджиз Лтд. | Tubular product and method for processing fluid in wellbore |
| RU2016149560A (en) * | 2016-12-16 | 2018-06-18 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | The method for determining the flow rates of water, oil, gas |
-
2018
- 2018-06-26 RU RU2018123156A patent/RU2685601C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2001081914A1 (en) * | 2000-04-26 | 2001-11-01 | Sinvent As | Reservoir monitoring |
| EA005125B1 (en) * | 2000-04-26 | 2004-12-30 | Синвент Ас | Reservoir monitoring |
| WO2009090494A2 (en) * | 2007-12-13 | 2009-07-23 | Schlumberger Canada Limited | Subsurface tagging system with wired tubulars |
| RU2572867C2 (en) * | 2010-06-11 | 2016-01-20 | Эбсолют Кэмплишн Текнолоджиз Лтд. | Tubular product and method for processing fluid in wellbore |
| RU2482272C2 (en) * | 2011-07-12 | 2013-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" | Control method of development of hydrocarbon deposit |
| RU2569143C1 (en) * | 2014-02-13 | 2015-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" | Method of yield determination of water, oil, gas using flow meter |
| RU2016149560A (en) * | 2016-12-16 | 2018-06-18 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | The method for determining the flow rates of water, oil, gas |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2749223C1 (en) * | 2020-03-27 | 2021-06-07 | Общество с ограниченной ответственностью «ГеоСплит» | Method of qualitative and quantitative estimation of downhole gas inflows in multistage hydraulic fracturing in a multiphase flow system |
| WO2021194373A1 (en) * | 2020-03-27 | 2021-09-30 | Общество с ограниченной ответственностью "ГеоСплит" | Method for evaluating downhole gas inflow rates during multistage hydraulic fracturing |
| CN113513314A (en) * | 2020-03-27 | 2021-10-19 | 吉奥斯普里特有限责任公司 | Quantitative and qualitative evaluation method for gas production in multiphase flow after multi-stage hydraulic fracturing |
| RU2757622C1 (en) * | 2021-01-13 | 2021-10-19 | Владимир Александрович Чигряй | Apparatus for monitoring and operation of boreholes |
| RU2781311C1 (en) * | 2021-05-04 | 2022-10-11 | Олег Николаевич Журавлев | Method for monitoring producing horizontal boreholes |
| RU2790088C1 (en) * | 2022-07-29 | 2023-02-14 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for determining the phase flow rates of a multiphase flow of produced hydrocarbon |
| RU2800115C1 (en) * | 2022-08-03 | 2023-07-18 | Общество с ограниченной ответственностью "КВАНТУМ" | Method for determining tightness of packers |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2548636C2 (en) | Method of tracking of movement of treating liquid in productive formation | |
| US7347260B2 (en) | Method for determining tracer concentration in oil and gas production fluids | |
| RU2569143C1 (en) | Method of yield determination of water, oil, gas using flow meter | |
| CN110805432A (en) | Method for testing horizontal well fluid production profile by adopting quantum dot tracer | |
| US8141632B2 (en) | Method for hydraulic fracture dimensions determination | |
| RU2482272C2 (en) | Control method of development of hydrocarbon deposit | |
| US20110257887A1 (en) | Utilization of tracers in hydrocarbon wells | |
| Bateman | Cased-hole log analysis and reservoir performance monitoring | |
| GB2528716A (en) | Fluid identification system | |
| CN103003524A (en) | Surface detection of a failed openhole packer using production tubing with an external tracer coating | |
| WO2014104914A1 (en) | Hydrocarbon field development control method | |
| US11885220B2 (en) | System to determine existing fluids remaining saturation in homogenous and/or naturally fractured reservoirs | |
| US12196075B2 (en) | Surveillance using particulate tracers | |
| US20210033515A1 (en) | Method for quantifying porous media by means of analytical particles and uses thereof | |
| RU164347U1 (en) | DEVICE WITH INDICATOR IN AN AMPOULE FOR TRACER RESEARCH OF HORIZONTAL WELL WITH SEPARATED INTERVAL PACKERS AND INTERMEDIATE HYDRAULIC BREAKING | |
| RU2685601C1 (en) | Method for determining the flow rate of water, oil, gas | |
| RU2577865C1 (en) | Method of indicating investigation of wells and interwell space | |
| CN113153278A (en) | Tracing monitoring and explaining method for multi-section fracturing production profile | |
| CN105019884A (en) | Screen pipe horizontal well production profile testing apparatus and testing method for same | |
| CN113795648B (en) | Use of Chemical Influx Tracers in Early Water Breakthrough Detection | |
| RU2354826C2 (en) | Method of continuous discrete indicator mark sampling from gas hole and device to this end | |
| US20240368987A1 (en) | System and method for carbonated water injection for production surveillance and well stimulation | |
| CN117662126B (en) | Crack closure pressure and output profile monitoring method based on quantum tracer | |
| RU2611131C1 (en) | Method for detection of watering wells and water inflow intervals in gas wells | |
| Flagg et al. | Radioactive tracers in oil production problems |