Патенты автора Вершинина Майя Владимировна (RU)

Использование: для определения коэффициента извлечения нефти в лабораторных условиях на основе данных, полученных при анализе образцов керна месторождения с использованием рентгеновского излучения. Сущность изобретения заключается в том, что осуществляют следующие стадии: насыщение керновой модели нефтью, содержащей рентгеноконтрастное вещество, и фиксация значения начальной нефтенасыщенности; рентген-сканирование керновой модели после насыщения нефтью и фиксация интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, насыщенной нефтью; вытеснение нефти из керновой модели при непрерывной закачке в керновую модель вытесняющего агента с одновременным рентген-сканированием и фиксация интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью в процессе вытеснения нефти; определение значений коэффициента вытеснения нефти по интенсивностям поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, зафиксированным в результате рентген-сканирования керновой модели после насыщения нефтью и в процессе вытеснения нефти из керновой модели при непрерывной закачке в керновую модель вытесняющего агента. Технический результат: повышение точности определения коэффициента вытеснения нефти (Квыт), а также динамики изменения коэффициента вытеснения от объема закачиваемого агента вытеснения. 3 н. и 27 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к способам определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта и может быть использовано для управления процесса нефтедобычи, в частности для проведения процессов увеличения нефтеотдачи. Способ определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта, который включает определение объема азота, обеспечивающего достижение установившегося или псевдоустановившегося режима фильтрации газа в пласте, для закачки по меньшей мере в одну нагнетательную скважину, вскрывшую исследуемый пласт, и исследование скважины перед закачкой азота с проведением промыслово-геофизических исследований (ПГИ); закачку азота в скважину до установившегося или псевдоустановившегося режима фильтрации в пласте с проведением ПГИ и с обеспечением фиксации значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления во время и после остановки закачки азота; при этом при ПГИ определяют наличие и положение глинистых и песчаных пропластков, профиль приемистости в динамике, проводят увязку диаграмм исследований по глубине и привязку к элементам конструкции; получение фильтрационно-емкостных характеристик пласта на основе зафиксированных значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления и данных, полученных при проведении ПГИ. 6 н. и 41 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 табл.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам контроля разработки нефтегазоконденсатных многопластовых месторождений. Технический результат - повышение точности определения оптимального технологического режима эксплуатации скважин, шлейфов и установки комплексной подготовки газа по уровням добычи на краткосрочную и долгосрочную перспективу. Способ контроля разработки нефтегазоконденсатного многопластового месторождения включает определение на основе данных сейсморазведки и разведочно-эксплуатационного бурения глубины залегания, площадей и эффективных мощностей залежи, построение структурных карт, выполнение детальной межскважинной корреляции с уточнением границ глинизации, выклинивания пластов и тектонических нарушений, определение по данным стандартных и специальных экспериментов с керновым материалом фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, определение по данным замеров, выполненных глубинным манометром, начальных давления и температуры в пласте, а по результатам лабораторных исследований на газоконденсатную характеристику - определение начального состава и свойств углеводородной системы, насыщающей пласт, выполнение в процессе промышленной эксплуатации месторождения мониторинга показателей разработки, который включает измерение забойного давления и температуры, расходов газовой и жидкой фаз в системе добычи, внутрипромыслового транспорта и подготовки углеводородной продукции, проведение газодинамических, газоконденсатных и промыслово-геофизических исследований. После этого производят анализ результатов мониторинга разработки, создают на основе композиционного подхода численную фильтрационную модель месторождения, адаптацию которой осуществляют в два этапа. Каждый из этапов представляет собой строгий алгоритм действий, исключающий влияние каждого последующего шага адаптации на результаты предыдущего. На первом этапе производят настройку материального баланса углеводородных псевдокомпонентов в залежи, который предусматривает соблюдение сходимости объемной и массовой добычи пластового газа в целом по объекту с учетом значений пластового давления. На втором этапе осуществляют настройку модели на данные длительной эксплуатации скважин. При этом в качестве параметров контроля качества модели выступают значения забойных и устьевых давлений, групповой добычи пластового газа. Дополнительными параметрами контроля выступают распределение добычи по скважинам с учетом результатов газоконденсатных исследований, профиль притока в соответствии с промыслово-геофизическими исследованиями, значения пластового давления по скважинам, получаемые по данным гидродинамических исследований. Адаптированную данным способом модель, отражающую специфику фильтрации и фазовых переходов в нефтегазоконденсатных системах, запускают на расчет прогноза технико-экономических показателей разработки и, в результате, на ее основании рассчитывают технологические режимы эксплуатации скважин, шлейфов и УКПГ по уровням добычи на краткосрочную и долгосрочную перспективу, обеспечивающие высокие конечные коэффициенты извлечения из недр углеводородной продукции.

 


Наверх