Способ лабораторного определения анизотропии абсолютной газопроницаемости на полноразмерном керне

Авторы патента:

ПОПОВ Никита Андреевич (RU)

СЫСОЕВ Иван Викторович (RU)

ГУРБАТОВА Ирина Павловна (RU)

ПЛОТНИКОВ Владимир Викторович (RU)

E21B49/00 - Исследование структуры стенок скважины, исследование геологического строения пластов; способы или устройства для получения проб грунта или скважинной жидкости, специально предназначенные для бурения пород (взятие проб вообще G01N 1/00)

Владельцы патента RU 2542998:

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") (RU)

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам определения анизотропии проницаемости горных пород в лабораторных условиях, и предназначен для лабораторного определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной фильтрации на образцах керна с сохраненным при выбуривании на скважине диаметром, в параллельных и перпендикулярном напластованию направлениях. Техническим результатом является повышение достоверности и точности определения анизотропии абсолютной газопроницаемости на полноразмерном керне за счет увеличения количества замеров горизонтальной газопроницаемости, а следовательно, увеличения информативности данного способа. Способ включает экстрагирование и высушивание керна, его исследование методом стационарной фильтрации через него газа с определением коэффициентов вертикальной и горизонтальной абсолютной газопроницаемости и последующий анализ результатов исследования и определение анизотропии абсолютной газопроницаемости. При определении коэффициента горизонтальной абсолютной газопроницаемости керна исследования проводят в шести горизонтальных направлениях с шагом измерения в 30°. После этого рассчитывают вертикальную анизотропию по шести направлениям, как отношение горизонтальной абсолютной газопроницаемости по каждому направлению к вертикальной. Также рассчитывают горизонтальную анизотропию, как отношение максимальной абсолютной газопроницаемости к минимальной, из определенных по шести горизонтальным направлениям. 2 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 табл.

Анизотропия газопроницаемости является одним из ключевых факторов при построении 3D геологической и гидродинамической моделей продуктивного пласта и при обосновании технологий разработки залежи нефти или газа. Под анизотропией здесь понимается различие значений коэффициентов абсолютной газопроницаемости в различных направлениях (вертикальном, горизонтальном). Измерение проницаемости на отобранном из пласта керновом материале является единственным прямым способом оценки его фильтрационных характеристик.

Известен способ определения анизотропии порового пространства и положения главных осей тензора проницаемости горных пород на керне (патент РФ №2492447), согласно которому проводят исследование керна, для этого первоначально керновый материал экстрагируют и высушивают, из него изготавливают пластину толщиной 3-5 мм. Затем на закрепленную пластину на горизонтальной поверхности дозированно по каплям на центр пластины подают дистиллированную воду, а наличие анизотропии и направление главных осей анизотропии проницаемости определяют по форме образующегося на пластине мокрого пятна. Техническим результатом указанного известного изобретения является создание экспресс-метода установления латеральной анизотропии фильтрационно-емкостных свойств пористых сред и положения главных осей тензора проницаемости горных пород на керне.

Недостатком этого известного способа является ограниченная область применения, а именно только для терригенных коллекторов, не осложненным трещинами и кавернами, что снижает его практическую ценность.

Также известен способ определения анизотропии проницаемости пласта в лабораторных условиях (патент РФ №2407889) на керновой колонке длиной 1 метр с сохраненным диаметром. Способ включает последующую подготовку колонок путем высушивания и/или экстрагирования или без такой подготовки. Для определения анизотропии проницаемости пласта используют специальную лабораторную установку.

Технический результат указанного известного способа заключается в повышении степени достоверности определения. Однако данный известный способ исследования очень сложно реализовать практически. Это объясняется следующим:

- как правило, отобрать керн длиной 1 м, особенно со сложной структурой порового пространства, не представляется возможным, так как обычно керновая колонка представлена кусками до полуметра;

- высокая сложность и длительность процесса экстрагирования керновой колонки данных размеров требует слишком больших трудозатрат;

- предложенная в известном способе экстракция керна в приборе Сокслета является в значительной степени иррациональной;

- исследование керна длиной 1 метр затрудняет возможность проведения исследований других физических свойств породы и получения основных корреляционных зависимостей «керн-керн».

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по технической сущности является способ лабораторного определения анизотропии абсолютной газопроницаемости на полноразмерном керне (Recommended Practice for Core Analysis. API. RP 40, second edition, February 1998), включающий экстрагирование и высушивание керна, его исследование методом стационарной фильтрации через него газа с определением коэффициентов вертикальной и горизонтальной абсолютной газопроницаемости, последующий анализ результатов исследования и определение анизотропии абсолютной газопроницаемости. При этом горизонтальную проницаемость измеряют по двум направлениям: одно по направлению предполагаемой максимальной проницаемости (вдоль основного растрескивания), другое - под углом 90° от максимального. В указанном способе направление, параллельное плоскости напластования, определяется как горизонтальная проницаемость, перпендикулярное плоскости напластования - вертикальная проницаемость. Однако и этот способ не лишен недостатков, а именно:

- значение предполагаемой максимальной горизонтальной фильтрации в породе может не соответствовать выбранному направлению, тем самым можно ошибочно предположить, что в случае равенства полученных значений по результатам двух замеров горизонтальная проницаемость является изотропной. В результате этого в дальнейшем может возникнуть ошибка при расчете анизотропии.

- сложно выявить минимальное и максимальное значения горизонтальной проницаемости, ввиду недостаточной информативности о распределении потока фильтрации в образце при выполнении только двух замеров.

Технический результат, достигаемый предлагаемым способом, заключается в повышении достоверности и точности определения анизотропии абсолютной газопроницаемости на полноразмерном керне за счет увеличения количества замеров горизонтальной газопроницаемости, а следовательно, увеличения информативности данного способа.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом лабораторного определения анизотропии абсолютной газопроницаемости на полноразмерном керне, включающим экстрагирование и высушивание керна, его исследование методом стационарной фильтрации через него газа с определением коэффициентов вертикальной и горизонтальной абсолютной газопроницаемости, последующий анализ результатов исследования и определение анизотропии абсолютной газопроницаемости, при этом новым является то, что при определении коэффициента горизонтальной абсолютной газопроницаемости керна исследования проводят в шести горизонтальных направлениях с шагом измерения в 30°, после этого рассчитывают вертикальную анизотропию по шести направлениям, как отношение горизонтальной абсолютной газопроницаемости по каждому направлению к вертикальной; также рассчитываются горизонтальную анизотропию, как отношение максимальной абсолютной газопроницаемости к минимальной, из определенных по шести горизонтальным направлениям.

При определении коэффициента вертикальной абсолютной газопроницаемости керна фильтрацию газа через него проводят в перпендикулярном напластованию направлении.

При определении коэффициента горизонтальной абсолютной газопроницаемости керна фильтрацию газа через него проводят в параллельном напластованию направлении.

Рассмотрим отличительные признаки предлагаемого изобретения. Новым в предлагаемом способе является следующее:

- определение коэффициента горизонтальной абсолютной газопроницаемости керна исследования проводят в шести горизонтальных направлениях с шагом измерения 30°,

- анизотропию абсолютной газопроницаемости при этом рассчитывают как между вертикальным и любым горизонтальным направлениям - вертикальная анизотропия, так и между максимальным и минимальным горизонтальными направлениями - горизонтальная анизотропия.

При определении коэффициента вертикальной абсолютной газопроницаемости керна фильтрацию газа через него проводят в перпендикулярном напластованию направлении. При определении коэффициента горизонтальной абсолютной газопроницаемости керна фильтрацию газа через него проводят в параллельных напластованию направлениях.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет следующего.

Благодаря тому, что керн предварительно экстрагируют и высушивают, обеспечивается определение абсолютной газопроницаемости горной породы без присутствия в поровом пространстве углеводородов и водных растворов.

Подготовленный таким образом образец керна исследуют методом стационарной фильтрации через него газа, с помощью газового пермеаметра, оснащенного кернодержателем Хасслера. Метод заключается в определении постоянной (стационарной) скорости фильтрации газа через образец горной породы в вертикальном и шести горизонтальных направлениях под действием разности давлений. При стационарной фильтрации скорость определяется известным объемом газа, прошедшим через образец за фиксированный отрезок времени при постоянной разности давлений. Для равномерного распределения потока газа по керну и от керна применяют проницаемые экраны различной конструкции. Направление, параллельное плоскости напластования, стандартизуется как горизонтальная проницаемость. Для изучения симметрии порового пространства горизонтальную проницаемость измеряют в шести направлениях с шагом измерений 30°. Измерений в шести направлениях достаточно, чтобы всесторонне охарактеризовать значение данного параметра, так как измерение по одному направлению, например 30°-210°, характеризует и проницаемость в обратном направлении - 210°-30°. Таким образом, охватываются все 360°. Направление, перпендикулярное плоскости напластования, стандартизуется как вертикальная проницаемость.

Благодаря тому, что при определении коэффициента горизонтальной абсолютной газопроницаемости керна исследования проводят в шести горизонтальных направлениях, с получением шести показателей, расширяется информативная база данных (в прототипе получают только два показателя), а значит, последующий расчет анизотропии абсолютной газопроницаемости производят с учетом уже всех полученных расширенных результатов, что повышает достоверность и точность определения фильтрационных свойств породы. В этом новизна предлагаемого способа.

Прием определения коэффициента вертикальной абсолютной газопроницаемости керна путем фильтрации газа через него в перпендикулярном напластованию направлении и прием определения коэффициента вертикальной абсолютной газопроницаемости керна путем фильтрации газа через него в параллельных напластованию направлениях, являются известными.

Сущность предлагаемого способа иллюстрируется графически.

На рис.1 представлен образец полноразмерного азимутально-ориентированного керна с разметкой измерения горизонтальной проницаемости по шести направлениям с шагом 30°, с ориентировкой север-юг.

На рис.2 показан профиль изменения абсолютной горизонтальной газопроницаемости образца керна. На диаграмме показаны направления измерений через каждые 30°, по которым откладываются значения абсолютной газопроницаемости, полученные по каждому из направлений. Все значения проницаемости соединяются ломаной линией, характеризующей изменения абсолютной газопроницаемости по направлениям.

На рис.3 представлена схема направления фильтрации газа через образец керна в кернодержателе Хасслера, (а) - измерение вертикальной проницаемости; (б) - измерение горизонтальной проницаемости.

Предлагаемый способ реализуется на конкретном примере следующим образом.

1. Подготовка образцов керна к анализу.

Образцы изготавливают из куска керна с сохраненным при выбуривании на скважине диаметром путем параллельного отрезания торцов и шлифовки. Торцы образца должны быть строго взаимно параллельны и перпендикулярны оси образца, оптимальная высота образца 11-15 см. На выпиленном образце черной несмываемой тушью указывают глубину верхнего и нижнего торцов, лабораторный номер образца, а также наносят линии через 30°, соответствующие направлениям фильтрации.

Образцы очищают от углеводородов путем экстрагирования. В качестве растворителей используют толуол или смесь спирта и бензола в соотношении 1:1, высушивают в сушильном шкафу при температуре 105° ±5°С и после сушки охлаждают и хранят в эксикаторе над прокаленным хлористым кальцием.

Определяют размеры образцов штангенциркулем как среднее из 3-5 определений в каждом направлении с погрешностью до 0,1 мм.

2. Определение вертикальной абсолютной газопроницаемости.

В соответствии с диаметром образца керна 1, выбирают нужный диаметр кернодержателя Хасслера, (рис.3), состоящий из корпуса 3, нижнего плунжера 4, верхнего плунжера 5 и резиновой манжеты 2.

Открывают верхнюю пневматическую линию «от пермеаметра» и нижнюю «к пермеаметру», закрывают нижнюю «от пермеаметра» (рис.3,а).

Образец керна 1 загружают в кернодержатель, установив между ним и верхним ллунжером 5 и нижним плунжером 4 дисковые проницаемые экраны 6.

Создают давление бокового обжима образца в пределах 350-400 Psi (2,413-2,758 МПа) с помощью пневматической системы 8.

Устанавливают поток газа через образец керна. Измеряют перепад давления ΔР на входе и выходе образца.

Выполняют трехкратное измерение расхода газа через образец 1 при различных перепадах давления. Измерения расхода газа проводят с перерывами в 3-10 минут, пока расход газа не станет постоянным.

3. Определение горизонтальной абсолютной газопроницаемости.

Устанавливают вертикальные проницаемые экраны 6 (рис.3,б) на нижний плунжер 4 кернодержателя диаметрально противоположно друг к другу. Каждый экран 6 должен быть на 1/4 окружности керна.

Закрывают запорный клапан на верхнем плунжере 5 кернодержателя. Открывают нижние линии «от пермеаметра» и «к пермеаметру». Это обеспечит прохождение газа от пермеаметра через нижний плунжер, правый экран 6, боковую поверхность образца 1, образец 1 - к левому приемному экрану 6 и далее, через нижний плунжер 4 (рис.3,б.).

Устанавливают образец 1 на нижний плунжер 4 между экранами, сверху и снизу образца устанавливают резиновые прокладки 7, не имеющие осевого отверстия.

Создают давление бокового обжима образца в пределах 350-400 Psi (2,413-2,758 МПа) с помощью пневматической системы 8.

Устанавливают поток газа через образец керна. Измеряют перепад давления ΔР на входе и выходе образца 1.

После этого образец 1 поворачивают на 30° и вновь повторяют все измерения. Всего проводят 6 измерений горизонтальной газопроницаемости. Для этого на торце образца размечают основные направления измерений (рис.1). Для азимутально-ориентированного керна за начало отсчета принимают ориентационную линию север-юг.

4. Последующий анализ результатов исследования и определение анизотропии абсолютной газопроницаемости.

Коэффициент вертикальной газопроницаемости при стационарной фильтрации вычисляют по формуле:

где Кв - коэффициент вертикальной газопроницаемости, измеренный при заданном среднем давлении в образце, мД (миллидарси);

µ - вязкость газа при условиях фильтрации, мПа·с (миллипаскаль-секунда);

Q - расход газа, прошедшего через образец, см³/с;

Ра - атмосферное давление, атм;

ΔР - перепад давления на образце между входом и выходом, атм;

P₁ - избыточное давление на входе в образец, атм;

Р₂ - избыточное давление на выходе из образца, атм;

L - длина образца, см;

F - площадь поперечного сечения образца, см².

Коэффициент горизонтальной газопроницаемости для каждого направления из шести направлений при стационарной фильтрации вычисляют по формуле:

где Кг - коэффициент горизонтальной газопроницаемости, измеренный при заданном среднем давлении в образце, мД (миллидарси);

µ - вязкость газа при условиях фильтрации, мПа·с (миллипаскаль-секунда);

Q - расход газа, прошедшего через образец, см³/с;

ΔР - перепад давления на образце между входом и выходом, атм;

L - высота проницаемого экрана, см.

k - структурный коэффициент. Для проницаемых экранов, каждый из которых закрывает ¼ поверхности керна k=1.

Затем по результатам измерения горизонтальной проницаемости в шести направлениях строят профиль проницаемости (рис.2).

Вертикальная анизотропия абсолютной газопроницаемости определяется как отношение горизонтальной абсолютной газопроницаемости, определенной по одному из шести направлений, к вертикальной. Таким образом, рассчитываются шесть значений анизотропии по каждому направлению.

Горизонтальная анизотропия абсолютной газопроницаемости определяется как отношения максимальной абсолютной газопроницаемости к минимальной, полученные в ходе шести замеров.

Исследования показали, что предлагаемый способ имеет диапазон измерения (1·10²-5·10⁴) мД и относительную погрешность определения абсолютной газопроницаемости 10%.

Предлагаемый способ был испытан на 35 образцах керна.

Результаты испытаний приведены в таблице 1.

Для проверки достоверности измерений предлагаемым способом был выполнен ряд определений проницаемости на одном и том же образце (таблица 2). Приведенные в этой таблице 2 результаты измерений однозначно подтверждают необходимую точность данного способа.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет достоверно определить значения проницаемости по вертикали и горизонтали, при этом выявив направления максимальной и минимальной фильтрации.

1. Способ лабораторного определения анизотропии абсолютной газопроницаемости на полноразмерном керне, включающий экстрагирование и высушивание керна, его исследование методом стационарной фильтрации через него газа с определением коэффициентов вертикальной и горизонтальной абсолютной газопроницаемости, последующий анализ результатов исследования и определение анизотропии абсолютной газопроницаемости, отличающийся тем, что при определении коэффициента горизонтальной абсолютной газопроницаемости керна исследования проводят в шести горизонтальных направлениях с шагом измерения в 30°, после этого рассчитывают вертикальную анизотропию по шести направлениям, как отношение горизонтальной абсолютной газопроницаемости по каждому направлению к вертикальной; также рассчитываются горизонтальную анизотропию, как отношение максимальной абсолютной газопроницаемости к минимальной, из определенных по шести горизонтальным направлениям.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при определении коэффициента вертикальной абсолютной газопроницаемости керна фильтрацию газа через него проводят в перпендикулярном напластованию направлении.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что при определении коэффициента горизонтальной абсолютной газопроницаемости керна фильтрацию газа через него проводят в параллельном напластованию направлении.

Изобретение относится к построению геологической модели месторождений нефти и газа. Техническим результатом является повышение эффективности, достоверности геологоразведочных работ, поиска и разведки, разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа.

Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине // 2539084

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и может найти применение для определения тепловых свойств пластов горных пород, окружающих скважины.

Способ определения оптимальной депрессии на пласт // 2538563

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения оптимальной депрессии на нефтяной пласт. Техническим результатом является повышение точности определения оптимальной депрессии на пласт.

Способ определения скорости фильтрации пластовых флюидов // 2537446

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и предназначено для определения скоростей течения пластовых флюидов в нефтяных скважинах. Техническим результатом является выделение интервалов глубин (пластов), где происходит движение флюидов, и оценка скорости их фильтрации в месте расположения наблюдательной скважины.

Способ контроля разработки нефтегазоконденсатного многопластового месторождения // 2536721

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, устройство и машиночитаемый носитель данных для определения положения координат глубин маркера при построении геологической модели месторождения // 2534964

Изобретение относится к способу, устройству и машиночитаемому носителю данных, используемых при построении геологической модели нефтяного или иного месторождения.

Способ определения положения координат глубин маркера при построении геологической модели месторождения // 2530324

Изобретение относится к способу, устройству и машиночитаемому носителю данных, предназначенным для построения геологической модели нефтяного или иного месторождения, в частности, для определения коэффициентов корреляции для комплекса кривых ГИС и нахождения положений глубин маркера, для которых значение коэффициента корреляции является максимальным.

Способ гидродинамических исследований газонасыщенных пластов без выпуска газа на поверхность // 2527089

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к исследованиям газонасыщенных пластов. Способ гидродинамических исследований газонасыщенных пластов без выпуска газа на поверхность включает спуск на колонне бурильных труб или НКТ в скважину компоновки испытательного оборудования в виде испытателя пластов с пакером и геофизическими датчиками в заданный интервал исследования газонасыщенного пласта.

Способ определения совместимости жидких производственных отходов с пластовой водой // 2525560

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при изучении возможного взаимодействия в недрах земли пластовых вод и жидких производственных отходов при закачивании последних в глубокозалегающие водоносные пласты.

Способ прогнозирования изменения свойств призабойной зоны пласта под воздействием бурового раствора // 2525093

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для прогнозирования изменения характеристик призабойной зоны нефтегазосодержащих пластов.

Способ обнаружения газонасыщенных пластов в скважинах // 2543399

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при контроле за разработкой месторождений углеводородов. Техническим результатом является упрощение технической реализации способа за счет исключения необходимости проведения в геофизических исследованиях каротажных измерений. Способ заключается в измерениях амплитудных значений геофизического параметра вдоль оси обсаженной колонны скважины и глубины Н, на которой выявляются максимальные амплитудные значения измеряемого параметра, по которым определяют глубину залегания газонасыщенного пласта. В скважине под действием перепада между пластовым и устьевым давлениям организуют поток газа известной скорости V и измеряют временное распределение амплитудных значений влажности газа в этом потоке, а глубину залегания газонасыщенного пласта в скважине определяют по формуле H=V·t, где t - время появления максимума на временном распределении амплитудных значений влажности. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Способ определения капиллярного давления методом центрифугирования и устройство для его реализации // 2546701

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения достоверности оценки запасов углеводородов и математического моделирования пластовых процессов в низкопроницаемых коллекторах нефти и газа. Техническим результатом является определение повышенных значения капиллярных давлений в низкопроницаемых образцах горных пород без явления разрыва жидких флюидов при вращении центрифуги. Способ включает вытеснение насыщающего образец породы флюида вытесняющим флюидом при вращении центрифуги. При этом перед вращением центрифуги в загерметизированном кернодержателе центрифуги повышают начальное давление путем закачки в него вытесняющего флюида до уровня, превышающего прогнозируемое максимальное значение капиллярного давления в образце породы. Также предложено устройство для реализации способа. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Способ и устройство для определения локальной пространственной протяженности фазы минерала ценного материала в породе // 2553739

Изобретение относится к способу и устройству для определения локальной величины зерна минерала для минерала ценного материала в породе месторождения или залежи, причем порода включает в себя по меньшей мере один другой минерал, и при этом минерал ценного материала имеет более высокую плотность, чем по меньшей мере один другой минерал. Способ характеризуется следующими этапами: выполнение процесса бурения посредством буровой установки в породе, при этом создается буровая мелочь, образование аэрозоля, включающего в себя буровую мелочь и газовый поток, перенос аэрозоля от буровой установки к по меньшей мере одному воздушному сепаратору, выполнение классификации в потоке, причем образуются по меньшей мере две фракции, включающие в себя частицы соответствующей равнопадаемости буровой мелочи, и определение свойства по меньшей мере одной из фракций, которая применяется как мера для локальной величины зерна минерала для минерала ценного материала в породе. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 3 ил.

Способ и устройство для увеличения добычи на месторождении // 2553741

Изобретение относится к способу и устройству для повышения добычи на месторождении, содержащем породу, которая включает в себя по меньшей мере один раскрываемый путем размельчения породы минерал ценного материала и по меньшей мере один другой минерал, причем минерал ценного материала имеет более высокую плотность, чем по меньшей мере один другой минерал. Причем способ характеризуется следующими этапами: выполнение процесса бурения посредством буровой установки для выемки породы. При этом создается буровая мелочь, образование аэрозоля, включающего в себя буровую мелочь и газовый поток, перенос аэрозоля от буровой установки к по меньшей мере одному воздушному сепаратору, выполнение классификации в потоке, причем образуются по меньшей мере две фракции, включающие в себя частицы соответствующей равнопадаемости буровой мелочи, и определение свойства по меньшей мере одной из фракций, которая применяется как мера для установления оптимальной степени размельчения породы. 2 н. и 21 з.п. ф-лы, 4 ил.

Измерение потерь газа на системе поверхностной циркуляции буровой установки // 2555984

Группа изобретений относится к способам и системам для измерения потерь газа в системе поверхностной циркуляции буровой установки. Технический результат заключается в надежном и точном измерении потерь газов в системе поверхностной циркуляции буровой установки и механизме отбора газов. Способ измерения потерь газа на поверхности буровой установки включает: добавление заданного количества предварительно выбранного газа в буровой раствор на поверхности буровой установки; измерение вторичного количества предварительно выбранного газа в буровом растворе, возвращенном из скважины, без модификации направляющего патрубка или выходных глинопроводов, соединенных с направляющим патрубком; и измерение фонового уровня предварительно выбранного газа в буровом растворе; и оценку потерь газа, возникающих на поверхности буровой установки, на основании предварительно заданного количества предварительно выбранного газа, вторичного количества предварительно выбранного газа и фонового количества предварительно выбранного газа. Система для измерения потерь газа на баке-поддоне, связанном с буровой установкой, содержит систему измерения газа, содержащую: зонд, сконфигурированный для извлечения первого количества предварительно выбранного газа-маркера; газоанализатор для измерения первого количества предварительно выбранного газа-маркера, извлеченного зондом; и программное обеспечение для расчета потерь газа, возникающих на поверхности буровой установки, по сравнению первого количества с вторичным количеством газа-маркера, введенного в буровой раствор, используемый буровой установкой, и фоновым уровнем предварительно выбранного газа-маркера, причем вторичное количество газа-маркера вводят в буровой раствор без модификации направляющего патрубка, используемого буровой установкой. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 3 ил.

Способ определения динамики извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти // 2556649

Изобретение предназначено для расчета динамики добычи нефти на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами(ТрИЗ), в том числе в результате опережающего обводнения запасов нефти. Оно может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности для выбора способа эффективной разработки ТрИЗ. Обеспечивает повышение точности, надежности и значительное уменьшение затрат на определение динамики извлечения ТрИЗ нефти. Результатом изобретения является определение расчетного времени и объемов извлечения нефти при различных вариантах воздействия на пласт, выбор оптимального варианта по технологической и экономической эффективности. Изобретение включает типовые определения коллекторских свойств горной породы: пористости, проницаемости, нефтенасыщенности и коэффициентов вытеснения в расширенном диапазоне исследования образцов керна по величине перепада давления до 1×10-4 МПа/м и линейной скорости фильтрации менее 1×10-3 м/сутки. По результатам исследований строится статистическая поровая, гидродинамическая и энергетическая структура горной породы скважины, участка залежи или залежи в целом, которые принимаются в качестве типового объекта скважина-залежь (далее С-З) с полем давлений согласно принятой системе воздействия на пласт. Динамика добычи нефти рассчитывается как произведение суммарного дебита подвижных запасов в гидродинамических единицах потока (ГЕП) зоны питания скважины С-З на время ее работы. Дебит ГЕП рассчитывается по уравнению Пуазейля-Дарси в радиальном поле фильтрации с учетом нелинейности и вероятности совпадения трех независимых событий: проницаемости, пористости и напряжения сдвига меньше приложенного в данном интервале градиента давления. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 5 ил.

Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины // 2558549

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к определению исходных данных для проектирования разработки продуктивной залежи вмещающей, нефть с повышенным содержанием асфальтено-смолистых веществ, проявляющую неньютоновские свойства нелинейной вязкопластичной нефти. Техническим результатом является повышение точности определения реологических, фильтрационных свойств нефти и термобарических параметров системы «пласт-нефть» с учетом влияния неньютоновских свойств нелинейной вязкопластичной нефти. Способ включает исследование скважины и/или использование данных из исходной геолого-физической характеристики пласта, данных о физических свойствах нефти, составе попутного газа, результатов промысловых и гидродинамических исследований скважины на установившемся режиме, включающих пары значений забойного давления и дебита скважины по нефти и определение реологических и/или фильтрационных параметров системы «пласт-нефть» методом моделирования процессов фильтрации нелинейно вязкопластичной нефти на основе полученных данных с определением ее притока. В модели фильтрации нелинейно вязкопластичной нефти учитывают площадь дренирования и фактор формы контура питания, а псевдоустановившийся приток указанной нефти к забою вертикальной добывающей скважины, расположенной в любом месте произвольной по форме площади дренирования, определяют по математической формуле. 3 з.п. ф-лы, 6 табл., 2 ил.

Способ моделирования и оценки активного объема подземного хранилища газа в водоносных трещиновато-поровых структурах // 2558838

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для моделирования, проектирования подземных хранилищ газа (ПХГ) в водоносных структурах пласта коллектора и оценки активного объема ПХГ. Способ включает в себя отбор представительных образцов породы, имеющих типичные для подземного хранилища газа значения пористости и проницаемости, формирование имитатора породы пласта путем последовательного размещения представительных образцов породы в кернодержателе, подключение на вход имитатора породы пласта прецизионных насосов для закачки воды и газа, заполнение имитатора породы пласта водой и газом в объемах, соответствующих значениям начальной газо- и водонасыщенности подземного хранилища газа, определение открытого объема порового пространства имитатора породы пласта по объему закачанных в имитатор породы пласта воды и газа, установление пластовой температуры, создание в имитаторе породы пласта давления обжима и пластового давления, соответствующих значениям горного и пластового давлений подземного хранилища газа, и закрытие выхода имитатора породы пласта, последующую закачку газа на вход в имитатор породы пласта с помощью прецизионного насоса, достигая максимального для подземного хранилища газа значения пластового давления, имитацию отбора газа путем выпуска газа со входа имитатора породы пласта, достигая минимального для подземного хранилища газа значения пластового давления с регистрацией объема вышедшего газа и воды, определение активного газового объема имитатора породы пласта по разнице объемов газа и воды, вышедших из имитатора породы пласта, с последующим определением активного газового объема подземного хранилища газа, который определяют как произведение открытого объема порового пространства подземного хранилища газа на частное от деления активного газового объема имитатора породы пласта и открытого объема порового пространства имитатора породы пласта. Предложенное изобретение обеспечивает моделирование и оценку активного объема ПХГ в водоносных трещиновато-поровых структурах, адекватно отражающего поведение натурного пласта-коллектора проектируемого ПХГ. 7 з.п. ф-лы, 3 ил.

Устройство для определения фазовой проницаемости // 2572476

Изобретение относится к области исследования фазовых проницаемостей коллекторов нефти и газа. Техническим результатом является увеличение продолжительности срока службы плунжерных насосов установок для определения фазовых проницаемостей. Устройство содержит кернодержатель с установленным в нем в резиновой манжете исследуемым образцом, термостат, обеспечивающий поддержание постоянной температуры в исследуемом образце, плунжерные насосы, обеспечивающие подачу в образец соответственно нефти и воды при пластовом давлении, промежуточные емкости с рабочими жидкостями, насос для создания горного давления, трубопроводы для подачи и отвода рабочих жидкостей, контейнеры с рабочими жидкостями, регулятор противодавления, мерную колбу для измерения объема жидкости на выходе из кернодержателя, датчики давления, дифференциальный манометр для измерения перепада давления на исследуемом образце. Причем промежуточная емкость с водой снабжена разделителем сред, выполненным в виде магнита, запрессованного в полимерной шайбе, причем соотношение масс магнита и полимера подбирается так, чтобы общая плотность разделителя была меньше плотности воды и больше плотности используемого масла, и двумя бесконтактными магнитными датчиками, установленными в крайних верхней и нижней частях промежуточной емкости. 1 ил.

Пробоотборник для высоковязкой нефти // 2573658

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к нефтепромысловому оборудованию для отбора пробы продукции скважины преимущественно в виде высоковязкой газожидкостной смеси. Техническим результатом является упрощение конструкции. Пробоотборник содержит трубчатый корпус с присоединительными элементами на концах и вмонтированными пробозаборным и пробоприемным устройствами, подпружиненный клапан для приема и слива отобранной пробы в накопительную емкость и привод, при этом корпус пробозаборного устройства выполнен составным - верхний и нижний, соединенные фланцами, верхний из которых снабжен гидроцилиндром с подпружиненным поршнем, шток которого соединен с подпружиненной приводной втулкой, опирающейся на плунжер, а его надпоршневое пространство гидравлически сообщено с надпоршневым пространством приводного гидроцилиндра, шток поршня которого шарнирно соединен со штоком электрогидравлического толкателя, электрически связанного с контроллером, которые образуют в совокупности с приводным гидроцилиндром привод пробоотборника, нижний корпус с установленной внутри направляющей трубой сообщен с полостью корпуса пробоотборника, внутри направляющей трубы с возможностью осевого перемещения установлен полый отсекатель пробы с подпружиненной скалкой внутри, упомянутый отсекатель верхним концом штифтами связан через соединительное звено с нижним концом приводной втулки, а нижним концом сообщен с полостью корпуса стабилизатора потока, сосредоточивающего поток всего сечения трубопровода в зоне пробозабора отсекателем, корпус пробоприемного устройства выполнен в виде ступенчатого цилиндра с центральным каналом и вмонтирован соосно корпусу пробозаборного устройства, его меньшая ступень снабжена подпружиненной втулкой и уплотнительным кольцом на наружной поверхности и сообщена с полостью стабилизатора потока, при этом ее диаметр выбран меньшим, чем внутренний диаметр отсекателя пробы для возможности стыковки между собой после отжатия отсекателем подпружиненной втулки. 1 з.п. ф-лы, 6 ил.