RU2749223C1 - Способ качественной и количественной оценки внутрискважинных притоков газа при многоступенчатом гидроразрыве пласта в системе многофазного потока - Google Patents
Способ качественной и количественной оценки внутрискважинных притоков газа при многоступенчатом гидроразрыве пласта в системе многофазного потока Download PDFInfo
- Publication number
- RU2749223C1 RU2749223C1 RU2020112613A RU2020112613A RU2749223C1 RU 2749223 C1 RU2749223 C1 RU 2749223C1 RU 2020112613 A RU2020112613 A RU 2020112613A RU 2020112613 A RU2020112613 A RU 2020112613A RU 2749223 C1 RU2749223 C1 RU 2749223C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- marker
- well
- dispersion
- markers
- hydraulic fracturing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000003550 marker Substances 0.000 claims abstract description 21
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 21
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 14
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 11
- MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 1,2-Divinylbenzene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1C=C MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims abstract description 8
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000006068 polycondensation reaction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 229920000877 Melamine resin Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 229920005597 polymer membrane Polymers 0.000 claims abstract description 5
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N Tetraethyl orthosilicate Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)OCC BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 229920001807 Urea-formaldehyde Polymers 0.000 claims abstract description 3
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- GZCGUPFRVQAUEE-SLPGGIOYSA-N aldehydo-D-glucose Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C=O GZCGUPFRVQAUEE-SLPGGIOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 claims abstract description 3
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 claims abstract description 3
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 239000011701 zinc Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 8
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 7
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 5
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 claims description 4
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims description 4
- UHYPYGJEEGLRJD-UHFFFAOYSA-N cadmium(2+);selenium(2-) Chemical compound [Se-2].[Cd+2] UHYPYGJEEGLRJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- XSOKHXFFCGXDJZ-UHFFFAOYSA-N telluride(2-) Chemical compound [Te-2] XSOKHXFFCGXDJZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 17
- 150000003346 selenoethers Chemical class 0.000 abstract description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- MARUHZGHZWCEQU-UHFFFAOYSA-N 5-phenyl-2h-tetrazole Chemical compound C1=CC=CC=C1C1=NNN=N1 MARUHZGHZWCEQU-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 6
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 5
- 239000012767 functional filler Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 3
- -1 perfluoro Chemical group 0.000 description 3
- 239000002096 quantum dot Substances 0.000 description 3
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 2
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 2
- 229910052980 cadmium sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000003495 polar organic solvent Substances 0.000 description 2
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 2
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 2
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 2
- SKJCKYVIQGBWTN-UHFFFAOYSA-N (4-hydroxyphenyl) methanesulfonate Chemical compound CS(=O)(=O)OC1=CC=C(O)C=C1 SKJCKYVIQGBWTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CHADEQDQBURGHL-UHFFFAOYSA-N (6'-acetyloxy-3-oxospiro[2-benzofuran-1,9'-xanthene]-3'-yl) acetate Chemical compound O1C(=O)C2=CC=CC=C2C21C1=CC=C(OC(C)=O)C=C1OC1=CC(OC(=O)C)=CC=C21 CHADEQDQBURGHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PFNQVRZLDWYSCW-UHFFFAOYSA-N (fluoren-9-ylideneamino) n-naphthalen-1-ylcarbamate Chemical compound C12=CC=CC=C2C2=CC=CC=C2C1=NOC(=O)NC1=CC=CC2=CC=CC=C12 PFNQVRZLDWYSCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VFNKZQNIXUFLBC-UHFFFAOYSA-N 2',7'-dichlorofluorescein Chemical compound O1C(=O)C2=CC=CC=C2C21C1=CC(Cl)=C(O)C=C1OC1=C2C=C(Cl)C(O)=C1 VFNKZQNIXUFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OZAIFHULBGXAKX-UHFFFAOYSA-N 2,2'-azo-bis-isobutyronitrile Substances N#CC(C)(C)N=NC(C)(C)C#N OZAIFHULBGXAKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GOLORTLGFDVFDW-UHFFFAOYSA-N 3-(1h-benzimidazol-2-yl)-7-(diethylamino)chromen-2-one Chemical compound C1=CC=C2NC(C3=CC4=CC=C(C=C4OC3=O)N(CC)CC)=NC2=C1 GOLORTLGFDVFDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SMBSZJBWYCGCJP-UHFFFAOYSA-N 3-(diethylamino)chromen-2-one Chemical compound C1=CC=C2OC(=O)C(N(CC)CC)=CC2=C1 SMBSZJBWYCGCJP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WUPHOULIZUERAE-UHFFFAOYSA-N 3-(oxolan-2-yl)propanoic acid Chemical compound OC(=O)CCC1CCCO1 WUPHOULIZUERAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 description 1
- 229910018503 SF6 Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005083 Zinc sulfide Substances 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000001476 alcoholic effect Effects 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 238000000149 argon plasma sintering Methods 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 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
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 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
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- MHMNJMPURVTYEJ-UHFFFAOYSA-N fluorescein-5-isothiocyanate Chemical compound O1C(=O)C2=CC(N=C=S)=CC=C2C21C1=CC=C(O)C=C1OC1=CC(O)=CC=C21 MHMNJMPURVTYEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005558 fluorometry Methods 0.000 description 1
- IVJISJACKSSFGE-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;1,3,5-triazine-2,4,6-triamine Chemical compound O=C.NC1=NC(N)=NC(N)=N1 IVJISJACKSSFGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004020 luminiscence type Methods 0.000 description 1
- JDSHMPZPIAZGSV-UHFFFAOYSA-N melamine Chemical compound NC1=NC(N)=NC(N)=N1 JDSHMPZPIAZGSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N methanol Natural products OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SHXOKQKTZJXHHR-UHFFFAOYSA-N n,n-diethyl-5-iminobenzo[a]phenoxazin-9-amine;hydrochloride Chemical compound [Cl-].C1=CC=C2C3=NC4=CC=C(N(CC)CC)C=C4OC3=CC(=[NH2+])C2=C1 SHXOKQKTZJXHHR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 description 1
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 description 1
- 239000001267 polyvinylpyrrolidone Substances 0.000 description 1
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- PYWVYCXTNDRMGF-UHFFFAOYSA-N rhodamine B Chemical group [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
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- SFZCNBIFKDRMGX-UHFFFAOYSA-N sulfur hexafluoride Chemical compound FS(F)(F)(F)(F)F SFZCNBIFKDRMGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960000909 sulfur hexafluoride Drugs 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- TXEYQDLBPFQVAA-UHFFFAOYSA-N tetrafluoromethane Chemical class FC(F)(F)F TXEYQDLBPFQVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
- 229910052984 zinc sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- DRDVZXDWVBGGMH-UHFFFAOYSA-N zinc;sulfide Chemical compound [S-2].[Zn+2] DRDVZXDWVBGGMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
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
- 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
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- 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
-
- 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
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)
- Investigating, Analyzing Materials By Fluorescence Or Luminescence (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By The Use Of Chemical Reactions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано при контроле за разработкой продуктивного пласта. Способ включает получение флюоресцентного 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 количества маркеров в пробах, представляющих собой полимерную мембрану, с использованием проточной цитофлюорометрии и определение на основе результатов указанных анализов внутрискважинных притоков газа. Получение маркера осуществляют с использованием люминесцирующего вещества, флюоресцирующего после воздействия УФ-излучения или видимого излучения с длиной волны от 320 до 760 нм в области длин волны 350-780 нм, как 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 смолы или карбамидоформальдегидной смолы, или гидролитической поликонденсации тетраэтоксисилана, вводимых в виде 10-20%-ной их водной суспензии при его количестве в смеси 0,1-5,0% от массы отвержденной смолы, с получением дисперсии, содержащей 40-60 мас. % сухого остатка. В качестве несущей среды используют алюмосиликатный проппант и/или кварцевый песок, где указанный маркер размещен в полимерном покрытии, выполненном на основе эпоксидной смолы. Введение маркеров осуществляют в горизонтальную скважину, определение кодов и концентраций маркеров в пробах осуществляют с использованием проточной цитофлюорометрии, по полученным результатам которой осуществляют расчет притоков по соответствующим стадиям гидроразрыва. Размер полимерных микросфер составляет 0,2-50,0 мкм, а люминесцирующее вещество выбрано из группы, включающей селенид, сульфид, теллурид цинка или кадмия. Предложенное изобретение позволяет получать достоверные результаты определения внутрискважинных притоков газа при многофазном потоке пластового флюида. 2 з.п. ф-лы, 1 табл., 4 пр., 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано при контроле за разработкой продуктивного пласта.
Основной задачей добычи нефте- и газодобывающей 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 добываемого газа 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 добываемого флюида в каждый отдельный интервал скважины.
Известны различные способы определения притока жидкости, 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. В известных способах исследования трассеры вместе с нагнетаемой жидкостью вводятся в пласт, проходят через пласт и призабойную зону добывающей скважины, отбираются и анализируются в составе отбираемой из скважины скважинной жидкости. Однако, способы определения притоков газа в горизонтальных скважинах описаны слабо и малоинформативны.
Известен способ определения внутрискважинных притоков газа с использованием с использованием химических трассеров, которые вводятся непосредственно с жидкость ГРП и в дальнейшем непрерывно испаряется под действием температуры. Трассеры составляют значительный процент от самой жидкости ГРП. В качестве трассеров выступают гексафторид серы, дифтодибромметан, октафторбутан и т.д. Недостатком настоящего изобретения является высокая концентрация дорогостоящих трассеров в жидкости ГРП, высокая продолжительность отбора проб, при этом в качестве проб используется собственно отобранный газ. - CN 108825226 А, опубл. 16.11.2018.
Известен способ для измерения величины вклада в добычу газа каждого интервала газовой скважины. Индикаторы также добавляются в жидкости ГРП, в качестве которых используются перфторуглеродные соединения разной молекулярной массы: перфторалканы, перфторциклоалканы, перфторированные ароматические соединения, перфтор(мет)акрилаты и т.д. Анализ проб осуществляется методом газовой хроматографии. В качестве проб отбирается собственно газ из скважины. К недостаткам настоящего способа можно отнести высокую концентрацию трассеров в жидкости ГРП и работа с дорогостоящими химическими соединениями в качестве трассеров. - CN 107956470 А, опубл. 24.04.2018.
Известен способ определения дебитов воды, нефти и газа по каждому интервалу при МГРП. Согласно заявленному способу, для оценки притоков флюида используются контейнеры, представляющие собой конструктивные элементы компоновки закачивания, из которых трассерный материал селективно растворяется в соответствующей ему фазе пластового флюида. Так, например, водорастворимые матрицы могут быть сделаны из поливинилового спирта или другого водорастворимого материала.
Нефтерастворимые матрицы могут быть сделаны, в частности, из вязкого битума. Газовые матрицы могут начать истираться за счет абразовного действия твердых частиц, присутствующих в газе. Недостатком описываемого изобретения является зависимость перехода трассерного материала в газовую фазу за счет присутствия в газовом потоке механических примесей, которых может и не быть в потоке. Кроме того, абразивное разрушение зависит от размера механических примесей, которые сложно предсказать, а, соответственно, и сделать вывод о количественном определении притоков газа по каждому из интервалов скважины. В качестве индикаторов предлагается использовать различные флуоресцентные соединения, индикаторы радикального типа, вещества с высокой магнитной или диэлектрической проницаемостью, нерастворимые частицы размером от 1 до 100 мкм, например, металлические либо флуоресцентные и/или люминесцентные. - RU 2685601 С1, опубл. 22.04.2019.
Техническим результатом заявленного способа является получение достоверных результатов определения внутрискважинных притоков газа при многофазном потоке пластового флюида.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе определения внутрискважинных притоков газа при многоступенчатом гидроразрыве пласта, включающем получение флюоресцентного 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 количества маркеров в пробах, представляющих собой полимерную мембрану, с использованием проточной цитофлюорометрии и определение на основе результатов указанных анализов внутрискважинных притоков газа, 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 смолы или карбамидоформальдегидной смолы, или гидролитической поликонденсации тетраэтоксисилана, вводимых в виде 10-20%-ной их водной суспензии при его количестве в смеси 0,1-5,0% от массы отвержденной смолы, с получением дисперсии, содержащей 40-60 мас. % сухого остатка, в качестве несущей среды используют алюмосиликатный проппант и/или кварцевый песок, где указанный маркер размещен в полимерном покрытии, выполненном на основе эпоксидной смолы, указанное введение осуществляют в горизонтальную скважину, указанное определение кодов и концентраций маркеров в пробах осуществляют с использованием проточной цитофлюорометрии, по полученным результатам которой осуществляют расчет притоков по соответствующим стадиям гидроразрыва. Причем, размер полимерных микросфер составляет 0,2-50,0 мкм, а люминесцирующее вещество выбрано из группы, включающей селенид, сульфид, теллурид цинка или кадмия.
Заявленный способ включает использование проппанта и/или кварцевого песка как носителя флюоресцирующих маркеров, в качестве которых используются монодисперсные полимерные микросферы, полученные указанным в заявленном способе путем и инкорпорированные в полимерную оболочку алюмосиликатного проппанта и/или кварцевого песка. При этом проппант и/или песок маркирован соответствующим кодом. Код задается использованием уникального сочетания флюорофоров в микросферах. В каждую стадию при многоступенчатом гидроразрыве пласта - МГРП закачивается соответствующий код, причем, количество кодов соответствует количеству стадий МГРП. Реализация данного подхода позволяет достоверно проводить количественное определение притоков газа по каждому интервалу. Анализ содержания кодированных микросфер каждого кода осуществляется методом проточной цитофлюорометрии, основным преимуществом которой является точное определение количества микросфер каждого кода. Далее концентрации маркеров каждого кода пересчитывают в притоки газа по каждой стадии МГРП. В качестве флюоресцирующих веществ могут быть использованы нильский синий, флюоресцеин натрия, флюоресцеин диацетат, дихлорфлюоресцеин диацетат, флюоресцеин изотиоцианат, кумарин, диэтиламинокумарин, флюорофоры группы родамина. Лучшие результаты обеспечиваются при использовании селенида, сульфида, теллурида цинка или кадмия.
В отличие от традиционной флюорометрии, где детектируется интегральная интенсивность флюоресценции для всех сортов частиц, цитофлюорометрия позволяет детектировать интенсивность флюоресценции с определенными длинами волн возбуждения и испускания (они называются «каналами») для каждой индивидуальной частицы. Число подобных каналов, как правило, велико, в нашем случае существует 15 каналов детектирования (2 канала светорассеяния и 13 каналов люминесценции). При этом каждый анализируемый маркер представляет собой точку в 15-ти мерном пространстве. Метод позволяет с заданной точностью классифицировать маркеры по интересующим параметрам внутри 15-ти мерного пространства. На основе полученной классификации в соответствии с информацией о кодировке маркеров устанавливаются количественные отношения каждого типа маркера в анализируемой смеси.
Примеры осуществления
Пример 1. Меламиноформальдегидные микросферы получают двухстадийной дисперсионной поликонденсацией 2 масс. ч. меламина и 3 масс. ч. формальдегида в 70 масс. ч. воды в присутствии 1 масс. ч. додецилсульфата натрия и 1 масс. ч. поливинилового спирта. На первой стадии при рН=9 получают метилольные производные меламина, при этом в качестве регулятора рН выступают водный раствор гидроксида калия. Длительность первой стадии составляет 45 мин. На второй стадии при рН=6 происходит получение полностью отвержденных микросфер, при этом в качестве регулятора рН выступает водный раствор ортофосфорной кислоты. Продолжительность второй стадии составляет 1 час. Добавление водной дисперсии люминофора с концентрацией 10% масс. (λϕ=480 нм - селенид кадмия), осуществляется на первой стадии, при этом количество дисперсии составляет примерно 5% (масс.). После окончания второй стадии дисперсию седиментацией концентрируют до содержания сухого остатка от 40 до 60% (масс.), где сухой остаток представляет собой полимерные микросферы с интегрированными в них одним или двумя люминесцирующими веществами, и делят ее на две части. Первая часть дисперсии представляет собой дисперсию гидрофильных маркеров. Вторую часть дисперсии используют для получения дисперсии гидрофобных маркеров путем последовательной обработки водной дисперсии неполярным органическим растворителем, выбранным из ряда ароматических растворителей бензол, толуол, ксилол, затем амфифильным сополимером ряда акрилатов с последующим удалением воды, таким образом, вода замещается на неполярный органический растворитель, концентрация сухого остатка гидрофобных маркеров составляет от 40 до 60% (масс.). При этом маркеры становятся полностью олеофильными, то есть теряют способность диспергироваться в воде, одновременно с этим они легко диспергируются в неполярных ароматических растворителях.
Затем аналогичным путем получают дисперсии маркеров с другими флюорофорами в соответствии с таблицей 1.
Далее получают проппант с маркированным полимерным покрытием, причем в каждой партии проппанта используется 1 код маркеров. Таким образом, получается 63 кода проппанта. Проппант с маркированным полимерным покрытием получают следующим образом. Водную дисперсию гидрофильных маркеров в смесителе смешивают с проппантом, эпоксидной смолой, отвердителем и функциональным наполнителем. В качестве смолы используют эпоксидиановую смолу, отвердитель - аминный. Функциональным наполнителем выступает гидрофобное вещество.
Далее проппант и погружают в горизонтальную скважину в процессе МГРП. При этом номер кода проппанта, как правило, соответствует стадии МГРП пласта. Например, в 1 стадию гидроразрыва закачивают код №1, во вторую - №2, в третью - №3 и т.д.
После выхода скважины на режим проводят отбор проб с использованием устройства фильтрации, приведенного на рисунке 1.
Устройство фильтрации устанавливают на байпасной линии, которая должна быть оснащена кранами, манометром, расходомером и соединительными элементами.
Устройство фильтрации содержит в себе отсек для фильтрующего патрона, который состоит из последовательно соединенных полимерных мембран. Для каждого отбора проб используется индивидуальный патрон. Полный пакет проб содержит 8 проб, отобранных при разных потоках и давлениях, а также времени накопления.
Затем полученные пробы подвергают анализу с использованием проточной цитофлюорометрии.
Анализ состоит из трех последовательных стадий: пробоподготовки, цитофлюорометрии и интерпретации данных анализа.
Пробоподготовка состоит в переводе маркеров с полимерной мембраны в раствор водной фазы с использованием поверхностно-активных веществ Водную фазу диспергируют на У3-диспергаторе и подают на анализ методом цитофлуорометрии. В результате получают спектральную картину в 15-ти мерном пространстве.
Интерпретацию проводят с помощью программного обеспечения на основе полученной классификации в соответствии с информацией о кодировке маркеров, при этом устанавливаются количественные отношения каждого типа маркера в анализируемой смеси.
Полученные данные о количественном соотношении каждого кода маркера в анализируемой смеси пересчитываются в профили притоков по каждой стадии МГРП с учетом известных закономерностей о влиянии на концентрацию соответствующих маркеров пластовой температуры, пластового давления и гидродинамических параметров скважины. Визуализация результатов расчета представляется в виде графиков притока по ступеням ГРП во времени и накопленных дебитах газа в каждой из ступеней. Критерием отбора проб для визуализации служит наличие данных по общему дебиту газа и режиму работы скважины, а также предполагаемом наличии УВ и воды.
Пример 2. Кремнеземные микросферы получают по методу Штёбера. Смешивают 70 масс. ч. этанола, 7 масс. ч. водного раствора аммиака, 3 масс. ч. воды, и водную дисперсию, представляющую собой смесь сульфида кадмия и селенида цинка в соотношении 1:1 (10% масс.водная дисперсия), при этом концентрация дисперсии составляет 10% (масс.). После этого добавляют 4 масс. ч. тетраэтоксисилана. Реакционную смесь перемешивают до прекращения изменения размеров частиц в течение 8 часов. Контроль за ростом частиц проводят с помощью проточного цитофлюорометра, оснащенного датчиками прямого и бокового светорассеяния. Таким образом получают спиртовую дисперсию микросфер. Затем добавляют водную дисперсию люминесцирующего вещества (квантовых точек - сульфид кадмия, 10% масс., при этом, количество дисперсии составляет примерно 7% (масс.). После этого дисперсию седиментацией концентрируют до содержания сухого остатка 50% (масс.), где сухой остаток представляет собой полимерные микросферы с интегрированной в них смесью люминесцирующих веществ.
Далее получают кварцевый песок с маркированным полимерным покрытием, причем в каждой партии кварцевого песка используется 1 код маркеров. Таким образом, получается 63 кода песка. Кварцевый песок с маркированным полимерным покрытием получают следующим образом. Водную дисперсию гидрофильных маркеров в смесителе смешивают с кварцевым песком, эпоксидной смолой, отвердителем и функциональным наполнителем. В качестве смолы используют эпоксидиановую смолу, отвердитель - аминный. Функциональным наполнителем выступает гидрофобное вещество.
Далее кварцевый песок с нанесенным полимерным покрытием погружают в горизонтальную скважину в процессе МГРП. При этом номер кода проппанта, как правило, соответствует стадии МГРП пласта. Например, в 1 стадию гидроразрыва закачивают код №1, во вторую - №2, в третью - №3 и т.д.
Далее проводят действия как в примере 1.
Пример 3. Микросферы из сшитого полистирола получают методом трехмерной радикальной сополимеризации стирола и дивинилбензола в водной среде. В подготовленную воду (80 масс. ч.) после удаления кислорода добавляют 10 масс. ч. стирола, 0,2 масс. ч. дивинилбензола, 0,8 масс. ч. додецилсульфата натрия, 1 масс. ч. поливинилпирролидона и 0,2 масс. ч. инициатора - азобисизобутиронитрила. Доводят температуру до 70°С и проводят реакцию в течение 24 ч. После окончания процесса сополимеризации отгоняют остаточный стирол и добавляют 10%-ную водную дисперсию смеси люминесцирующих веществ - квантовых точек, представляющих собой смесь сульфида и селенида цинка (10% масс.), при этом количество дисперсии составляет примерно 10% (масс.). После этого дисперсию седиментацией концентрируют до содержания сухого остатка 60% (масс.), где сухой остаток представляет собой полимерные микросферы с интегрированными в них смесевыми квантовыми точками.
Полимернопокрытй проппант получают как в примере 1.
Далее проппант и погружают в горизонтальную скважину в процессе МГРП. При этом номер кода проппанта, как правило, соответствует стадии МГРП пласта. Например, в 1 стадию гидроразрыва закачивают код №1, во вторую - №2, в третью - №3 и т.д.
После выхода скважины на режим проводят отбор проб с использованием устройства фильтрации, таким же как в примере 1.
Устройство фильтрации устанавливают на линии сброса, которая должна быть оснащена краном, манометром, расходомером и соединительными элементами.
Далее проводят действия как в примере 1.
Пример 4. Микросферы, маркеры и полимернопокрытй проппант получают как в примере 1.
Далее проппант и погружают в горизонтальную скважину в процессе МГРП. При этом номер кода проппанта, как правило, соответствует стадии МГРП пласта. Например, в 1 стадию гидроразрыва закачивают код №1, во вторую - №2, в третью - №3 и т.д.
После выхода скважины на режим проводят отбор проб с использованием устройства фильтрации, как в примере 1.
Параллельно производится отбор проб пластового флюида. Пробоподготовка состоит в разделении образца пластового флюида на углеводородную и (при наличии) водную фазы с использованием деэмульгаторов. Водную фазу центрифугируют при нагрузке 1200 g, удаляют остатки обратной микроэмульсии, диспергируют на У3-диспергаторе и подают на анализ методом цитофлуорометрии. Углеводородную фазу пластового флюида последовательно обрабатывают органическими растворителями с постепенно увеличивающимися значениями диэлектрической проницаемости, при этом последним растворителем является вода. Полученную водную фазу центрифугируют при нагрузке 1200 g, удаляют остатки обратной микроэмульсии, диспергируют на У3-диспергаторе и подают на анализ методом цитофлюорометрии. На этой стадии проводят также определение обводненности каждой пробы пластового флюида и его вязкость.
Цитофлюорометрию образцов проводят отдельно для водной и углеводородной, инвертированной в водную, фаз пластового флюида. В результате получают спектральную картину в 15-ти мерном пространстве.
Далее проводят действия как в примере 1.
Заявленный способ обеспечивает получение достоверных результатов определения внутрискважинных притоков газа при многофазном потоке пластового флюида.
Claims (3)
1. Способ количественной оценки внутрискважинных притоков газа при многоступенчатом гидроразрыве пласта в системе многофазного потока, включающий получение флюоресцентного 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 осуществляют при помощи устройства фильтрации, которое представляет собой патрон с полимерными мембранами, установленного на байпасной линии, затем проводят анализ с определением кодов и концентраций маркеров в пробах с использованием проточной цитофлюорометрии и определение на основе результатов указанных анализов внутрискважинных притоков газа, 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 смолы или карбамидоформальдегидной смолы, или гидролитической поликонденсации тетраэтоксисилана, вводимых в виде 10-19%-ной их водной суспензии при его количестве в смеси 0,1-5,0% от массы отвержденной смолы, с получением дисперсии, содержащей 40-60 мас. % сухого остатка, в качестве несущей среды используют алюмосиликатный проппант и/или кварцевый песок, где указанный маркер размещен в полимерном покрытии, выполненном на основе эпоксидной смолы, указанное введение осуществляют в горизонтальную скважину, указанное определение кодов и концентраций маркеров в пробах осуществляют с использованием проточной цитофлюорометрии, по полученным результатам которой осуществляют расчет притоков по соответствующим стадиям гидроразрыва.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что размер полимерных микросфер составляет 0,2-50,0 мкм.
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что люминесцирующее вещество выбрано из группы, включающей селенид, сульфид, теллурид цинка или кадмия.
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020112613A RU2749223C1 (ru) | 2020-03-27 | 2020-03-27 | Способ качественной и количественной оценки внутрискважинных притоков газа при многоступенчатом гидроразрыве пласта в системе многофазного потока |
| PCT/RU2020/000347 WO2021194373A1 (ru) | 2020-03-27 | 2020-07-16 | Способ оценки внутрискважинных притоков газа при многоступенчатом гидроразрыве пласта |
| CN202010891790.2A CN113513314A (zh) | 2020-03-27 | 2020-08-28 | 在多级水力压裂后多相流中产气的定量和定性评价方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020112613A RU2749223C1 (ru) | 2020-03-27 | 2020-03-27 | Способ качественной и количественной оценки внутрискважинных притоков газа при многоступенчатом гидроразрыве пласта в системе многофазного потока |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2749223C1 true RU2749223C1 (ru) | 2021-06-07 |
Family
ID=76301268
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020112613A RU2749223C1 (ru) | 2020-03-27 | 2020-03-27 | Способ качественной и количественной оценки внутрискважинных притоков газа при многоступенчатом гидроразрыве пласта в системе многофазного потока |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113513314A (ru) |
| RU (1) | RU2749223C1 (ru) |
| WO (1) | WO2021194373A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2828138C1 (ru) * | 2024-03-20 | 2024-10-07 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС ТЕХНОЛОГИИ" | Способ мониторинга источников поступления скважинного флюида с применением магнитных индикаторов |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20230184098A1 (en) * | 2021-12-10 | 2023-06-15 | Chevron U.S.A. Inc. | Surveillance Using Particulate Tracers |
| CN116411948A (zh) * | 2022-01-07 | 2023-07-11 | 长江大学 | 一种水平井快速锁定出水井段的方法 |
| CN114837656A (zh) * | 2022-05-23 | 2022-08-02 | 河南省科学院同位素研究所有限责任公司 | 密度可控同位素载体制备方法 |
| CN115197358B (zh) * | 2022-08-04 | 2024-02-02 | 西安交通大学 | 适用于深层气藏水平井返排示踪的微球的制备方法及应用 |
| CN117234091B (zh) * | 2023-11-14 | 2024-01-23 | 四川省威沃敦石油科技股份有限公司 | 一种油气井测试量子点投放系统 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA201171265A1 (ru) * | 2009-04-22 | 2012-05-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Обнаружение газообразных соединений для анализа скважинных текучих сред с использованием микрофлюидных устройств и реагента с оптической регистрацией |
| WO2012091599A1 (en) * | 2010-12-30 | 2012-07-05 | Schlumberger Holdings Limited | Method for tracking a treatment fluid in a subterranean formation |
| RU2667536C1 (ru) * | 2014-12-31 | 2018-09-21 | Аркема Франс | Состав флюида для интенсификации добычи в области добычи нефти и газа |
| RU2685601C1 (ru) * | 2018-06-26 | 2019-04-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Способ определения дебитов воды, нефти, газа |
| RU2685600C1 (ru) * | 2018-07-20 | 2019-04-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ГеоСплит" | Способ определения внутрискважинных притоков флюида при многоступенчатом гидроразрыве пласта |
| RU2707621C2 (ru) * | 2011-08-16 | 2019-11-28 | Гушор Инк. | Способ для анализа проб |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH0989765A (ja) * | 1995-09-21 | 1997-04-04 | Fisher & Paykel Ltd | 赤外線ガス分析器 |
| FR2815120B1 (fr) * | 2000-10-09 | 2002-12-13 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif de prelevement d'une emulsion en circulation dans une conduite |
| US20050250209A1 (en) * | 2004-04-21 | 2005-11-10 | Petroleum Habitats, Llc | Determining metal content of source rock during well logging |
| US20080047370A1 (en) * | 2006-08-07 | 2008-02-28 | Vickery James H Jr | Sampling apparatus for constituents in natural gas lines |
| PT1914015T (pt) * | 2006-10-19 | 2016-11-22 | Societa' Italiana Acetilene E Derivati S I A D S P A In Abbreviated Form Siad S P A | Método baseado na utilização de uma mistura de gases para dimensionamento de sistemas de difusão de gás em água subterrânea e avaliação da contaminação de aquíferos |
| US8109157B2 (en) * | 2008-06-30 | 2012-02-07 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus of downhole fluids analysis |
| US9290689B2 (en) * | 2009-06-03 | 2016-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated tracers |
| US10501353B2 (en) * | 2011-06-22 | 2019-12-10 | Bl Technologies, Inc. | Monitoring and control of unit operations for generating steam from produced water |
| CN104500047B (zh) * | 2014-12-31 | 2017-12-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 分析多段压裂液返排液中示踪物质以评价压裂效果的方法 |
| CN106398683B (zh) * | 2016-08-29 | 2018-09-11 | 上海交通大学 | 一种制备三色编码微球组合物的方法 |
| CN108825226A (zh) * | 2018-07-02 | 2018-11-16 | 四川圣诺油气工程技术服务有限公司 | 一种采用化学示踪剂评估压后产气量的方法及装置 |
| CN110805432A (zh) * | 2019-11-06 | 2020-02-18 | 陕西海默油田服务有限公司 | 一种采用量子点示踪剂测试水平井产液剖面的方法 |
-
2020
- 2020-03-27 RU RU2020112613A patent/RU2749223C1/ru active
- 2020-07-16 WO PCT/RU2020/000347 patent/WO2021194373A1/ru not_active Ceased
- 2020-08-28 CN CN202010891790.2A patent/CN113513314A/zh active Pending
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA201171265A1 (ru) * | 2009-04-22 | 2012-05-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Обнаружение газообразных соединений для анализа скважинных текучих сред с использованием микрофлюидных устройств и реагента с оптической регистрацией |
| EA021134B1 (ru) * | 2009-04-22 | 2015-04-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Обнаружение газообразных соединений для анализа скважинных текучих сред с использованием микрофлюидных устройств и реагента с оптической регистрацией |
| WO2012091599A1 (en) * | 2010-12-30 | 2012-07-05 | Schlumberger Holdings Limited | Method for tracking a treatment fluid in a subterranean formation |
| RU2707621C2 (ru) * | 2011-08-16 | 2019-11-28 | Гушор Инк. | Способ для анализа проб |
| RU2667536C1 (ru) * | 2014-12-31 | 2018-09-21 | Аркема Франс | Состав флюида для интенсификации добычи в области добычи нефти и газа |
| RU2685601C1 (ru) * | 2018-06-26 | 2019-04-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Способ определения дебитов воды, нефти, газа |
| RU2685600C1 (ru) * | 2018-07-20 | 2019-04-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ГеоСплит" | Способ определения внутрискважинных притоков флюида при многоступенчатом гидроразрыве пласта |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2828138C1 (ru) * | 2024-03-20 | 2024-10-07 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС ТЕХНОЛОГИИ" | Способ мониторинга источников поступления скважинного флюида с применением магнитных индикаторов |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113513314A (zh) | 2021-10-19 |
| WO2021194373A1 (ru) | 2021-09-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2749223C1 (ru) | Способ качественной и количественной оценки внутрискважинных притоков газа при многоступенчатом гидроразрыве пласта в системе многофазного потока | |
| RU2685600C1 (ru) | Способ определения внутрискважинных притоков флюида при многоступенчатом гидроразрыве пласта | |
| RU2315180C2 (ru) | Способ определения химического состава флюида в процессе бурения и добычи | |
| US5716855A (en) | Fluorescent latex containing at least two fluorochromes, process for producing it and application thereof | |
| EP1868725B1 (en) | Use of microfluidic device for identification, quantification, and authentication of latent markers | |
| Chen et al. | Microfluidic chip-based liquid–liquid extraction and preconcentration using a subnanoliter-droplet trapping technique | |
| EP0794433A1 (en) | API estimate using multiple fluorescence measurements | |
| US8354069B2 (en) | Plug flow system for identification and authentication of markers | |
| NO20120680A1 (no) | Anvendelse av nanopartikler for merking av injeksjonsvann for oljebronner | |
| EA021134B1 (ru) | Обнаружение газообразных соединений для анализа скважинных текучих сред с использованием микрофлюидных устройств и реагента с оптической регистрацией | |
| WO2010007390A2 (en) | Method to assess multiphase fluid compositions | |
| CN101787163A (zh) | 一种磁性荧光微球及其制备方法 | |
| CN107740690A (zh) | 一种采用固体示踪剂的井间监测方法 | |
| EP3298100A1 (fr) | Procede d'exploitation d'une formation souterraine par injection d'un fluide comprenant un additif marque par un nano-cristal semi-conducteur luminescent | |
| Tian et al. | Highly sensitive and selective off-on fluorescent platform for tricresyl phosphate flame retardant based on twisted intramolecular charge transfer probe | |
| EP3844485A1 (en) | Method of monitoring a fluid and use of a tracer for monitoring a fluid | |
| WO2014091144A2 (fr) | Traceurs fluorescents pour le marquage d'eaux d'injection de champs petroliers | |
| US2431487A (en) | Oil detection in drilling muds | |
| US11414979B2 (en) | Well injection program including an evaluation of sandface plugging | |
| Dulkarnaev et al. | The First comprehensive study of tracer-based technologies in reservoir conditions | |
| WO2022173323A1 (ru) | Способ определения профиля притоков нефте- и газодобывающих скважин | |
| RU2810391C2 (ru) | Способ определения профиля притоков нефте- и газодобывающих скважин методом маркерной диагностики | |
| RU2275619C2 (ru) | Способ спектрофотометрического определения концентраций различных индикаторов в пластовых водах | |
| CN106943968B (zh) | 一种编码微球的制备方法 | |
| Gong et al. | Preparation and performance evaluation of fluorescent nanofluid for oil displacement |