Измерение потерь газа на системе поверхностной циркуляции буровой установки

Авторы патента:


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

 


Владельцы патента RU 2555984:

Везерфорд Текнолоджи Холдингз, ЛЛК (US)

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.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Настоящее изобретение относится к области систем буровых установок и, в частности, к технологии для измерения потерь газа в системе поверхностной циркуляции буровой установки.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Стандартный анализ проб бурового раствора был использован в течение более 60 лет в различных целях, включая обнаружение нефте- или газоносных разрезов при бурении. С помощью анализа проб бурового раствора можно получить и другую информацию, которая может быть применима при определении точек кернового бурения и глубины установки обсадной колонны или для определения условий бурения, превышающих или не достигающих равновесного состояния. Таким образом, анализ проб бурового раствора ценен как с экономической точки зрения, так и с точки зрения безопасности.

Услуги анализа проб бурового раствора обычно обеспечивают непрерывный замер углеводородов, а использование хроматографического анализа - получение концентраций отдельных компонентов. Одна проблема, связанная с системами текущего анализа проб бурового раствора, состоит в наличии значительной величины погрешности в измерениях, что часто делает результаты в большей степени качественными, нежели количественными.

При бурении скважины высвобождается раздробленная порода и различные содержащиеся в ней текучие среды, которые переносятся к поверхности с буровым раствором. Если геологи смогут отделить эти пластовые флюиды от буровых растворов, то они смогут определить количество и тип пластовых флюидов, содержащихся в пласте. Точность этого определения была снижена из-за невозможности измерения потерь газов в системе поверхностной циркуляции буровой установки и механизме отбора газов.

В стандартном газовом каротаже скважин используют газовую ловушку, часто устанавливаемую на баке-поддоне вместо того, чтобы устанавливать оборудование для отбора газов далеко от устья скважины. Это является предпочтительной точкой установки, поскольку первый открыт и доступен для установления устройства для отбора газа. Измеряемый газовый состав известен как неточный вследствие (i) сложности количественного определения извлечения газа из классической газовой ловушки и (ii) того, что, даже если устройство и анализатор для количественного определения извлечения являются доступными, потери газа, возникающие между направляющим патрубком и баком-поддоном, ранее не были измерены. Были разработаны системы количественного определения анализа проб бурового раствора, с помощью которых осуществляются попытки более точной идентификации и измерения газа в добываемом буровом растворе, но работа этих систем была затруднена вследствие наличия неизвестного количества газа, теряемого на поверхности буровой установки.

При одной попытке получить информацию о поверхностных потерях была сконструирована полномасштабная испытательная установка на 150 баррелей со скоростями потока до 1000 галлонов в минуту, которая прокачивает его по направляющему патрубку и вниз по обратной магистрали - в бак-поддон. Измеренный природный газ был введен в буровой раствор. Модуль эжектора измерял газ, извлекаемый из открытого пространства в направляющем патрубке и возвратной магистрали. Дополнительные образцы были извлечены из бака-поддона и сопоставлены с измерениями, сделанными детектора. Исследования подтвердили, что почти 50% газа теряется на поверхности системы до того, как буровой раствор достигает бака-поддона.

Технология, используемая в исследовании, имела существенные ограничения. Для различных топологий буровых установок, таких как открытые сквозные разрезы, могут потребоваться различные конфигурации измерительного оборудования. Согласно авторам изобретения технология была применима только для буровых растворов на водной основе. Технология также требовала наличия двух независимых анализаторов. В дополнение, результаты не обеспечили хороших количественных данных по газу, которые привели бы к разработке интерпретационных пакетов. Такие различные технологии подразумевают установку первой точки отбора газа вблизи направляющего патрубка, из которого трудно достигнуть местоположения, для которого предполагается адаптация и/или проделывание отверстий для кольцевого канала или промыслового трубопровода, и это влечет за собой взаимодействие с буровым подрядчиком для осуществления таких изменений. Модификации, требуемые в области вокруг направляющего патрубка наверху кольцевого канала, могут вызвать проблемы, связанные с безопасностью и эффективностью. В дополнение, такое местоположение создает сложности в техническом обслуживании.

Технологии, такие как описанные выше, являются очень трудозатратными и дорогостоящими, что приводит к результатам, которые не могут быть применимы на буровых установках с различными топологиями. Если попытаться рассчитать потери на пилотной буровой установке с использованием вышеупомянутой технологии, а затем попытаться применить формулу потерь для других буровых установок с использованием только местоположения бака-поддона для отбора, то результаты будут меняться от одной буровой установки к другой, в зависимости от направляющего патрубка, открытого к воздуху, длины и наклона промыслового трубопровода, различных режимов турбулентности для грязевого потока и т.д., что делает разработку формулы потерь газа более сложной. Таким образом, к сведению изобретателей, технология, описанная выше, никогда не была использована в производственном оборудовании, а рассматривалась лишь в качестве прототипа, и ее использование по большей части было предназначено для подчеркивания того, что такие потери газа существуют и достаточно существенны.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Прилагаемые чертежи, которые включены в настоящее описание и составляют его часть, иллюстрируют внедрение устройства и способов, согласующихся с настоящим изобретением, и наряду с подробным описанием служат для разъяснения преимуществ и принципов, согласующихся с изобретением.

На чертежах:

Фигура 1 представляет собой схему, иллюстрирующую систему для измерения потери газа на поверхности буровой установки согласно одному варианту осуществления.

Фигура 2 представляет собой схему, иллюстрирующую места потерь газа на поверхности буровой установки согласно уровню техники.

Фигура 3 представляет собой схему, иллюстрирующую систему для измерения потерь газа на поверхности буровой установки согласно другому варианту осуществления.

ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

В дальнейшем описании в целях разъяснения изложены многочисленные конкретные детали для обеспечения полного понимания изобретения. Однако должно быть ясно, что специалисты в области техники, относящиеся к данному изобретению, могут реализовать данное изобретение без этих конкретных деталей. В других случаях структура и устройства показаны в форме блок-схемы во избежание неясностей, касающихся изобретения. Ссылки на номера без подписей или нижних индексов следует понимать как ссылки на все случаи с подписями и нижними индексами, соответствующими упоминаемому номеру. Более того, язык, используемый в настоящем раскрытии, был выбран принципиально для удобочитаемости и в образовательных целях и не может быть выбран для очерчивания или обозначения пределов предмета изобретения, прибегая к пунктам формулы изобретения, необходимым для определения такого предмета изобретения. Ссылка в описании на «один вариант осуществления» или на «вариант осуществления» означает, что конкретный признак, структура или характеристика, описанная применительно к вариантам осуществления, включена, по меньшей мере, в один вариант осуществления изобретения, а множество ссылок на «один вариант осуществления» или «вариант осуществления» не следует понимать обязательно как ссылку только на один и тот же вариант осуществления.

В технологии для обеспечения возможности измерения потери газа по площади поверхности буровой установки использовано заданное количество предварительно выбранного газа, вводимого в буровой раствор в удобном месте на поверхности буровой установки, перед его закачкой в скважину, который затем выявляют на участке возврата бурового раствора на поверхности и сопоставляют с измеренными потерями газа. В различных вариантах осуществления могут быть использованы газы специального назначения, воздух или компоненты воздуха, такие как азот или кислород в качестве выявляемого и измеряемого газа.

Является предпочтительным, чтобы газ можно было бы вдувать без какой-либо модификации компонентов буровой установки в области вокруг направляющего патрубка с обеспечением требований безопасности, которые могут возникнуть в способах, таких как описанные выше. В некоторых вариантах осуществления вдувание газа может быть выполнено персоналом, запускающим оборудование газоанализатора, не создавая помех регулярной работе персонала на буровой площадке.

Фиг.1 представляет собой схему, иллюстрирующую систему для измерения потери газа на поверхности буровой установки согласно одному варианту осуществления. В этой системе буровая установка 100 содержит множество стандартных элементов, включая копер 105, смонтированный на буровой площадке 125. Двигатель 155 приводит в действие кронблок 165, поднимающий и опускающий талевый блок 160. Вертлюг 170, от талевого блока 160, соединяется с верхней частью вкладыша для вращения ведущей бурильной трубы 120. Вкладыш для вращения ведущей бурильной трубы 120 соединен с бурильной колонной 140, с концом которой соединено буровое долото 145 для бурения скважины. Буровой ротор 123 придает вращательное движение вкладышу для вращения ведущей бурильной трубы 120, вызывая вращение бурильной колонны 140 и бурового долота 145. Другие элементы стандартной буровой установки опущены для ясности.

Буровой раствор прокачивают буровым насосом 185 из резервуара 180 для бурового раствора. Буровой раствор течет по насосно-компрессорной трубе 110 в бурильную колонну 140 у вертлюга 170. Буровой раствор затем течет в скважину, выходя у бурового долота 145 и возвращаясь вверх по кольцевому пространству 150 между бурильной колонной 140 и кожухом 135 (или открытым стволом скважины) в направляющий патрубок 130. Выход направляющего патрубка 130 соединен с выкидной линией 175, через которую буровой раствор покидает кольцевое пространство 150 и возвращается в резервуар 180 для бурового раствора. Резервуар для бурового раствора (иногда называемый напорным баком или баком-поддоном) 180 обычно позволяет устанавливать устройство для отбора газа (газовую ловушку) 195 для улавливания газа, попадающего в буровой раствор. Напорный бак 180, хотя он не показан на фиг.1, обычно предусматривает оседание бурового шлама и высвобождение газов, а также обеспечивает ослабление потока бурового раствора через вибрационное сито (не показано), которое отсеивает остаток бурового шлама, который был перенесен вверх от бурового долота при возвращении бурового раствора. Буровой раствор можно затем, если это необходимо, заправлять повторно в какие-либо другие последующие резервуары (не показаны) и повторно закачивать в скважину. Для простоты чертежа буровой раствор показан на фиг.1 как подаваемый из резервуара 180 для его закачивания назад в скважину.

Буровая установка, проиллюстрированная на фиг.1, является иллюстративной и приведена лишь в качестве примера, и технология измерения потерь газа, описанная в настоящей работе, может быть реализована с любым желаемым типом буровой установки. Например, вместо вкладыша для вращения ведущей бурильной трубы 120 и бурового ротора 123 в буровой установке в которой используют верхний привод, также можно применять технологию измерения потерь газа, описанную ниже.

Газ-маркер может быть введен из измерительного резервуара или цилиндра 197 с использованием вдувающего устройства для количественно определенного газа-маркера (например, регулятора давления газа, расходомеров, дроссельных вентилей, расходомеров массы, и т.д.) 199 в глинопровод 183 из резервуара 180 для бурового раствора с подачей на буровой насос 185. В одном варианте осуществления устройство для количественно заданного вдувания 199 может прерывисто (например, в течение нескольких секунд единовременно) вдувать газ-маркер в буровой раствор в заданные моменты времени. Аналитик может регулировать работу устройства 199 для количественно заданного вдувания газа-маркера и периоды такого вдувания газа-маркера в буровой раствор. Например, газ-маркер можно вдувать в буровой раствор, по меньшей мере, раз в каждые 8 часов для обеспечения повторяющихся измерений потерь газа на поверхности буровой установки. В других вариантах осуществления заданные количества газа-маркера можно вдувать в буровой раствор непрерывно.

Газоанализатор 190 соединен с зондом 195 для отбора газа, обычно содержащимся в баке-поддоне 180. Зонд 195 может выявлять наличие газа-маркера, перемещая образец газа-маркера в газоанализатор 190 для анализа. Количество газа, измеренного с использованием газоанализатора 190, и газа-маркера, предварительно отобранного зондом 195, можно затем сопоставлять с количеством газа-маркера, которое было введено в глинопровод 183, для определения количества газа, которое было утеряно на поверхности буровой установки (вручную или с использованием программного обеспечения). Зонд 195 для отбора газа и газоанализатор 190 содержат систему количественного измерения газа, которые допускают оценку поверхностных потерь. Такая система количественного измерения газов является относительно новой для индустрии анализа проб бурового раствора, и в ней в качестве устройства для отбора газа из бурового раствора обычно используют полупроницаемую мембрану либо так называемую ловушку постоянного объема (Constant Volume Trap, CVT). Они могут быть отрегулированы для считывания корректного количества газа на объем бурового раствор, вытесняющего его в виде различных единиц, по необходимости, например объем газа/объем бурового раствора при условиях стандартной температуры и давления или моли газа/объем бурового раствора и т.д.

В этом варианте осуществления для осуществления измерения газа на поверхности буровой установки никаких модификаций буровой установки 100 в области вокруг направляющего патрубка 130 не требуется. Таким образом, для создания модификаций для измерения газа исключаются проблемы, связанные с безопасностью, относящиеся к необходимости в наличии персонала, работающего в области вокруг бурового ротора 123 и направляющего патрубка 130.

В таком варианте осуществления нет необходимости в том, чтобы персонал, работающий на буровой установке или вблизи буровой площадки 125, был вовлечен или даже был осведомлен о системе измерения потерь газа на поверхности.

В одном варианте осуществления предварительно отобранный газ-маркер может быть выбран для простоты его обнаружения в буровом растворе и может представлять собой целевой состав, образованный из нескольких газов. В одном варианте осуществления состав газа представляет собой сочетание этана и метана. В других вариантах осуществления предварительно выбранный газ-маркер может представлять собой один тип газа, выбранный для распознавания газоанализатором 190. В некоторых вариантах осуществления газ-маркер вводят непосредственно в буровой раствор в газообразной форме, как более подробно обсуждается ниже.

В одном варианте осуществления газ-маркер можно вдувать в буровой раствор непрерывно. В этом варианте осуществления фоновый уровень газа-маркера может быть измерен до момента вдувания газа-маркера. В одном варианте осуществления можно использовать второй зонд 193 для обеспечения данных по фоновому уровню газа-маркера. Как проиллюстрировано на фиг.1, второй зонд 193 может быть соединен с тем же газоанализатором 190, что и первый зонд 195; в некоторых вариантах осуществления второй зонд 193 может быть соединен со вторым газоанализатором (не показан), аналогичным газоанализатору 190. Потери газа можно затем определить согласно формуле

Gl=Gi+Gb-Gm

где Gl - потери концентрации газа в системе поверхностной циркуляции; Gi - количественная величина введенного газа-маркера, как правило, выраженная в виде концентрации газа на объем бурового раствора и, как правило, вычисляемая из количества газа, непрерывно вдуваемого устройством 199 для количественно заданного вдувания, и из потока бурового раствора, который обычно известен; Gb - фоновая концентрация газа-маркера в буровом растворе, возвращаемом в насос, как было измерено зондом 193; Gm - концентрация газа-маркера, измеренная после его возвращения из скважины с помощью зонда 195 и анализатора 190.

Для использования этого экспериментального определения потерь газа для регулярной ситуации бурения без целенаправленного вдувания контрольного газа-маркера можно определить коэффициент потерь K следующим образом:

K=(Gm-Gb)/Gi

При наличии такого определенного коэффициента потерь и при допущении прямой пропорциональности между величиной потерь газа и введенного газа потери газа, выходящего через нижнее отверстие, возникающие с газом в ходе регулярного бурения, могут быть рассчитаны следующим образом:

Gl=(Gm-Gb)(l-K)/K

где Gm - теперь тип газа-маркера, измеренный в ходе регулярного бурения и выходящий из нижнего отверстия.

В качестве альтернативы, газ-маркер можно вдувать дискретно, в виде известного количества потока, в течение известного периода времени - обычно в течение нескольких секунд. Максимум газа, измеренный системой на баке-поддоне, можно затем использовать для определения потерь. Газ, измеренный на баке-поддоне, будет проявлять себя как максимум содержания газа, выше фонового уровня газа-маркера в течение заданного периода времени. При накоплении количества газа-маркера с течением времени и делении его на общее время для максимума газа-маркера мы можем рассчитать среднее значение для количества газа-маркера на объем бурового раствора для этого периода времени. Объем бурового раствора, прокачиваемый в течение этого периода времени, как правило, известен, и, таким образом, мы можем рассчитать количество газа, вводимого в виде газа на объем бурового раствора, и дополнительно мы можем выразить общую величину потерь газа за время, в течение которого газ измеряется зондом 195, для вдувания этого газа, с помощью формулы:

Gl=Gi-Gm

где Gl и Gi имеют то же значение, что и выше, но теперь Gm представляет собой количество газа-маркера, измеренное при фоновом количестве газа, вычитаемом, как разъяснялось выше при максимальном накоплении. Для использования этого экспериментального соотношения при условиях регулярного бурения без вдувания газа-маркера, мы можем снова задать коэффициент потерь как

K=Gm/Gi

Потери газа в ходе регулярного бурения для газов, получаемых у нижнего отверстия, можно затем рассчитать как

Gl=Gm(l-K)/K

где Gm теперь представляет собой максимум газа, измеренный в ходе регулярного бурения, когда измерено количество газа у нижнего отверстия.

В таком варианте осуществления второй газовый зонд 193 может быть исключен, поскольку за измеренный газ-маркер взят вышеупомянутый фоновый газ. Те же выводы верны и в случае непрерывного вдувания с использованием внезапного изменения условий вдувания газа-маркера. Газ-маркер, измеренный на баке-поддоне 180, будет демонстрировать скачкообразное изменение концентрации с получением более низкой ее величины, чем до вдувания. Если измеренное изменение количества газа-маркера используется в качестве показания по измеренному газу, то фон газа автоматически вычеркивается, что предотвращает необходимость иметь второй зонд 193 для газа-маркера (и второй газоанализатор 190).

Повторяющиеся измерения потерь газа являются целесообразными, поскольку изменения в буровой установке, такие как изменения в топологии потока бурового раствора или в составе бурового раствора, могут воздействовать на то, как много газа может оказаться утерянным на поверхности буровой установки. Например, изменение в глинопроводах, состоящее во включении открытых каналов, может обеспечить большую возможность для потери газов. Аналогично, изменения в потоке бурового раствора в выкидных линиях могут быть вызваны накапливанием выбуренных пород в буровом растворе, которые могут нарастать на дне линии. Нарастание выбуренных пород на дне линии может повышать турбулентность в потоке бурового раствора, приводя к повышению потерь газа. В дополнение, повышение изменений в количестве выбуренных пород, наслаиваемых на дне выкидной линии, открывает область бурового раствора внутри линии, что будет приводить к более или менее пропорциональному изменению потерь газа.

В еще одном варианте осуществления заданное количество газа может быть введено во время соединения. Например, определенное количество заданного химиката может быть покапельно залито в бурильную колонну, когда она открыта для соединения с другой секцией бурильной трубы. Заданный химикат в заданном количестве при реакции с буровым раствором высвобождает заданное количество газа. Эта технология аналогична стандартному способу, относящемуся к карбиду кальция, для определения времени запаздывания, но теперь количество ацетилена, высвобождающегося в результате реакции карбида кальция с буровым раствором, может быть точно определено количественно и использовано для расчета вводимого (высвобождаемого) количества газа. Напротив, при осуществлении испытаний на запаздывание, количество выявленного ацетилена не было определено количественно, а лишь использовано для вычисления времени запаздывания скважины. Можно использовать и другие твердые химикаты. Например, вводимый твердый порошок Al или Mg может реагировать со щелочным буровым раствором и приводить к высвобождению H2 в качестве газа-маркера. Однако, хотя такие химикаты безопасны, реакция протекает медленно и может длиться десятки минут, вследствие чего реакция может не закончиться за время, в течение которого буровой раствор возвращается на поверхность. Другой химикат представляет собой карбид алюминия, который высвобождает метан в качестве целевого газа, но страдает от такого же длительного времени реакции. Другое семейство химикатов представлено одним соединением из металлорганических соединений, например триметилалюминием или диметилцинком, которые могут высвобождать метан в качестве продукта реакции, но известно, что они являются крайне самовоспламеняющимися и, таким образом, создают проблемы для безопасности. Выше было описано использование карбида кальция, который высвобождает ацетилен в качестве продукта реакции с буровым раствором. Помимо фактора безопасности при работе с газообразным ацетиленом в некоторых географических районах он обладает намного большей растворимостью в буровом растворе, чем метан. Например, 840 мл ацетилена может содержаться в растворенном состоянии в 1 литре воды при 30°C, в отличие от метана (28 мл) и этана (36 мл). Таким образом, если мы используем ацетилен в качестве газа-маркера для оценки потерь на поверхности, то для оценки метана необходимо применить серьезную коррекцию - приблизительно в 30 раз, а для этана - приблизительно в 23,3 раза. Сопоставление с метаном и этаном здесь было сделано, поскольку они являются газами, которые, вероятнее всего, высвобождаются в системе поверхностной циркуляции, являясь менее растворимыми в буровом растворе, и содержатся в наибольшем количестве в составе газа, загружаемого в скважину. Такие коррекции между типом извлекаемости газа могут быть экспериментально получены в лаборатории, и они не могут зависеть только от растворимости газа-маркера. В дополнение, для большей точности представляется желательным иметь газ-маркер, идентичный газу-маркеру, представляющему интерес. Одним желаемым химикатом, который выполняет эту роль, является триэтилендиамин бис(триметилалюминий). Это соединение в реакции с водой в буровом растворе может высвобождать метан и в меньшем количестве - этан. Оно является более безопасным, чем вышеупомянутые металлорганические соединения, и известно как несамовоспламеняющаяся замена триметилалюминия в органической химии.

Потери газа-маркера можно рассматривать как функцию количества газа-маркера, добавленного к буровому раствору. Потери газа могут быть затем выражены с использованием такой формулы, как

G=f(g)

где g - концентрация газа-маркера, измеренная зондом 195, как было описано выше, G - концентрация газа-маркера, введенного в буровой раствор, а f - функция переменной g. Для того чтобы можно было придать для такого функционального соотношения, характеризующего несколько вдуваний газа-маркера, различные величины G, для каждого из них проводят измерение соответствующего g. Это можно осуществить с использованием вдувания химиката в различных количествах в местах соединений, либо с использованием скачкообразного изменения числа вдуваний, при использовании вдувания бурового раствора по замкнутому циклу, как было описано выше. Сразу после определения этого функционального соотношения, потери газа в ходе бурения могут быть рассчитаны как

Gl=f(g)-g

Функция f(g) может видоизменяться, в зависимости от состава бурового раствора, газа-маркера и топологии буровой установки 100, но, будучи определенной, она может быть использована для непрерывного мониторинга (или расчета) потерь газа в ходе бурения, а не только во время вдувания газа. В ходе бурения переменная g будет регулярно считываться системой измерения газа (190, 195).

Фиг.2 иллюстрирует некоторые из источников потерь газа, которые могут возникнуть на поверхности буровой установки согласно уровню техники. Эти потери могут быть выявлены системой, проиллюстрированной на фиг.1. В ситуации с избыточным газированием бурового раствора для газа, получаемого из него, было обнаружено выделение пузырьков в направляющем патрубке на границе воздух/буровой раствор 210 в направляющем патрубке 130. Известно, что потеря газа из бурового раствора в атмосферу также избыточно возникает в выкидной линии 175, особенно там, где выкидная линия 175 не заполнена буровым раствором (220), где происходит изменение наклона, обеспечивающее турбулентность в выкидной линии (230), где секции выкидной линии являются открытыми к атмосфере (240), где поток бурового раствора попадает в гумбо-бокс 250 внутри открытого объема (260), и когда выкидная линия входит в бак-поддон 180 выше уровня бурового раствора (270). Геометрия системы поверхности бурового раствора будет оказывать значительное влияние на объем уходящего газа, выявляемого газовой ловушкой. Местоположение входа выкидной линии, геометрия потока бурового раствора и уровень турбулентности, - все это ухудшает эффективность системы сбора газа.

При использовании системы, такой как система согласно варианту осуществления, проиллюстрированному на фиг.1, эти потери можно измерить точно. Такое измерение поверхностных потерь газа может позволить аналитику, проводящему газовую хроматографию, обеспечить лучшую интерпретацию информации, полученной газоанализатором 190.

Фиг.3 иллюстрирует систему для измерения поверхностных потерь газа согласно другому варианту осуществления. В этом варианте осуществления вместо использования бака для газа-маркера 197 и устройства 199 для вдувания газа для вдувания газа-маркера в глинопровод 183 из резервуара 180 для бурового раствора в буровой насос 185, в данном варианте осуществления может быть применена более простая технология газоанализатора 190, пригодная для обнаружения захваченного воздуха или его основных компонентов N2, или O2 в буровом растворе. На каждом соединении бурильной трубы с бурильной колонной 140 вкладыш для вращения ведущей бурильной трубы 120 отсоединяют от бурильной колонны 140, позволяя осуществлять соединение новой секции бурильной трубы с бурильной колонной 140. Эту новую секцию бурильной трубы затем запускают в скважину, вкладыш для вращения ведущей бурильной трубы 120 подсоединяют повторно, буровой раствор прокачивают через новую секцию, и бурение можно начинать снова. Аналогичную технологию используют в буровых установках с верхним приводом. Новая секция бурильной трубы имеет заданный известный внутренний объем, и, таким образом, заданный объем воздуха захватывается буровым раствором после соединения новой секции бурильной трубы с бурильной колонной 140.

В таком варианте осуществления, если устройство для отбора газа 195 и газоанализатор 190 пригодны для отбора и обнаружения воздуха или компонента воздуха, который попал в буровой раствор в момент соединения, причем газоанализатор 190, который использует это измерение потерь в целях определения количества газа на поверхности буровой установки, как было описано выше. В одном варианте осуществления устройство для отбора газа 195 может отбирать пробы, а анализатор 190 может выявлять присутствие воздуха или его компонентов, таких как N2 или O2 в буровом растворе, позволяя блоку 190 для анализа газа записывать количество воздуха или одного из его компонентов, таких как N2 или O2, выявляемых в баке-поддоне 180. Путем сопоставления этого количество газа в буровом растворе, поскольку он достигает бака-поддона 180 с известным объемом газа (воздуха), который содержался в новой секции бурильной трубы, добавленной к бурильной колонне 140 в ходе процесса соединения, газоанализатор 190 может определять величину потерь газа на поверхности буровой установки, с использованием расчетного анализа, аналогичного анализу, выполняемому газоанализатором 190 в варианте осуществления, проиллюстрированном на фиг.1.

В другом варианте осуществления, также проиллюстрированном на фиг.3, вместо использования азота или другого компонента воздуха в качестве газа-маркера негазообразное вещество вводят в бурильную трубу 140 при создании нового соединения, как было описано выше. В прошлом карбид кальция был использован для оценки времени запаздывания, времени обнаружения, требуемого для того, чтобы ацетилен, получаемый при реакции карбида кальция с буровым раствором, достиг зонда 195 газоанализатора 190. В этом варианте осуществления обычно небольшой хрупкий пакет, содержащий заданное количество карбида кальция, просто засыпают в бурильную колонну при отвинчивании ведущей бурильной трубы 120 от бурильной колонны 140 с образованием соединения. Карбид кальция реагирует с водой в буровом растворе с получением заданного количества ацетилена. Из-за угроз безопасности, связанных с использованием карбида кальция в таком варианте осуществления, а также требования к персоналу буровой установки, чтобы он находился на буровой площадке 125 в области направляющего патрубка 130, операторы буровой установки не могут выполнять такие работы настолько часто, насколько это является желательным с точки зрения специалиста, занимающегося анализом газа. В некоторых местах использование карбида кальция, как было описано выше, может быть запрещено законом или техническими нормами из-за сопряженных рисков или по другим причинам, таким как экологические соображения. Тем не менее, там, где для определения времени запаздывания используют карбид кальция, можно использовать ту же операцию, что и в источнике газа-маркера для расчета потерь газа на поверхности буровой установки.

В прошлом системы отбора газов и блоки анализа газов были ненадежными и неточными и не могли позволить осуществлять количественные измерения потерь газа на поверхности. Более новые системы отбора газов и газоанализаторы позволяют аналитикам получать надежные количественные измерения газов в буровом растворе и могут позволить осуществлять непрерывный мониторинг и анализ газов, захваченных буровым раствором. Одним примером такого анализатора 190 является газоанализатор GC-TRACER™, в котором использована полупроницаемая мембрана для зонда 195 для отбора газа, предоставляемая правообладателем настоящей заявки. Для вариантов осуществления, в которых использован газ-маркер, выбранный в качестве компонента воздуха, требуется газоанализатор 190, пригодный для выявления таких газов-маркеров (воздуха или его основных компонентов, таких как N2 или O2) зондом 195.

В одном варианте осуществления может быть измерено несколько образцов газа. Например, газ-маркер может быть введен в глинопровод 183, как проиллюстрировано на фиг.1, а другой газ может быть захвачен буровым раствором в ходе процедуры соединения, как описано применительно к фиг.3. Поскольку различные газы высвобождаются из бурового раствора при различных скоростях, исходя, главным образом, из их растворимости в буровом растворе, а также исходя из их различной экстрагируемости при турбулентных режимах, измерение более чем одного газа, с использованием технологий, описанных выше, может обеспечить лучшее измерение всех потерь газа, чем измерение одиночного газа-маркера. В одном таком варианте осуществления могут быть использованы комбинированные результаты, полученные в результате вдувания химиката в месте соединения, с использованием вышеупомянутого триэтилендиамин бис(триметилалюминия), и вдувания воздуха, которое обычно происходит в любом месте соединения, как было описано выше. Это позволит оценить потери на поверхности, по меньшей мере, для трех компонентов одновременно: метана, этана и воздух (или одного из этих компонентов). Это будет автоматически приводить к соотношению, касающемуся их различной экстрагируемости из этого конкретного бурового раствора. При регулярном бурении и при отсутствии вдувания других химикатов в местах соединения, мы имеем в буровом растворе только воздух (или его компоненты), введенный естественным образом. Но применение вышеопределенного соотношения между его экстрагируемостью и экстрагируемостью метана и этана, мы можем легко оценить потери наших газов, представляющих интерес, т.е. метана и этана, которые являются газами с наибольшими потерями.

Следует понимать, что вышеприведенное описание следует рассматривать как иллюстративное, а не ограничивающее. Например, вышеописанные варианты осуществления могут быть использованы в сочетании друг с другом. Многие другие варианты осуществления должны быть ясными для специалистов в данной области техники при рассмотрении вышеприведенного описания. Поэтому объем изобретения должен быть определен со ссылкой на прилагаемые пункты формулы изобретения, наряду с полным объемом патентов-аналогов, на которые такие пункты формулы изобретения ссылаются. В прилагаемой формуле изобретения термины «включает» и «в котором» используются как понятные английские эквиваленты соответствующих терминов «содержит» и «где».

1. Способ измерения потерь газа на поверхности буровой установки, включающий: 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.

2. Способ по п. 1, в котором акт оценки потерь газа, возникающих на поверхности буровой установки, включает: установление количественного соотношения между заданным количеством предварительно выбранного газа и вторичным количеством предварительно выбранного газа; и оценку потерь газа, возникающих на поверхности буровой установки, исходя из количественного соотношения.

3. Способ по п. 1, в котором акт добавления заданного количества предварительно выбранного газа в буровой раствор на поверхности буровой установки включает: добавление заданного количества предварительно выбранного газа при образовании соединения с бурильной колонной.

4. Способ по п. 1, в котором акт добавления заданного количества предварительно выбранного газа в буровой раствор на поверхности буровой установки включает: добавление заданного количества негазообразного вещества к буровому раствору, причем негазообразное вещество реагирует с буровым раствором с получением заданного количества предварительно выбранного газа.

5. Способ по п. 4, в котором негазообразное вещество представляет собой карбид кальция и предварительно выбранный газ представляет собой ацетилен.

6. Способ по п. 4, в котором негазообразное вещество представляет собой триэтилендиамин бис(триметилалюминий), а предварительно выбранный газ представляет собой смесь метана и этана.

7. Способ по п. 1, в котором предварительно выбранный газ представляет собой воздух.

8. Способ по п. 1, в котором предварительно выбранный газ представляет собой компонент воздуха.

9. Способ по п. 1, в котором заданное количество предварительно выбранного газа определяется внутренним объемом воздуха, содержащимся в секции бурильной колонны.

10. Способ по п. 1, в котором акт добавления заданного количества предварительно выбранного газа в буровой раствор на поверхности буровой установки включает: соединение секции трубчатого тела, содержащего заданный объем воздуха, с используемой бурильной колонной посредством буровой установки, причем предварительно выбранный газ представляет собой компонент воздуха.

11. Способ по п. 10, в котором предварительно выбранный газ представляет собой азот.

12. Способ по п. 1, в котором акт оценки потерь газа, возникающих на поверхности буровой установки, включает: вычитание вторичного количества из заданного количества.

13. Способ по п. 1, в котором акт оценки потерь газа, возникающих на поверхности буровой установки, включает: вычитание вторичного количества предварительно выбранного газа из суммы заданного количества предварительно выбранного газа и фонового уровня предварительно выбранного газа в буровом растворе.

14. Способ по п. 1, в котором акт добавления заданного количества предварительно выбранного газа в буровой раствор на поверхности буровой установки включает: добавление непрерывного количества предварительно выбранного газа в буровой раствор; и изменение количества предварительно выбранного газа, добавленного в буровой раствор, и при этом акт измерения вторичного количества предварительно выбранного газа в буровом растворе, возвращенном из скважины, без модификации направляющего патрубка или выходных глинопроводов, соединенных с направляющим патрубком, содержит: измерение соответствующего изменения количества предварительно выбранного газа в буровом растворе.

15. Способ по п. 1, дополнительно включающий: вдувание негазообразного вещества в буровой раствор; и измерение количества продукта реакции негазообразного вещества с буровым раствором.

16. Система для измерения потерь газа на баке-поддоне, связанном с буровой установкой, содержащая: 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.

17. Система по п. 16, дополнительно содержащая: бак для газа-маркера; и систему для вдувания газа-маркера, сконфигурированную для вдувания вторичного количества газа-маркера в глинопровод, для его закачивания в скважину.

18. Система по п. 16, в которой газ-маркер представляет собой воздух или компонент воздуха.

19. Система по п. 16, в которой газ-маркер представляет собой азот.

20. Система по п. 16, в которой вторичное количество газа-маркера определяется объемом воздуха, ограниченным секцией бурильной трубы.

21. Система по п. 16, в которой программное обеспечение рассчитывает потери газа после соединения бурильной трубы с бурильной колонной, используемой буровой установкой.

22. Система по п. 16, в которой вторичное количество газа-маркера представляет собой расход заданного количества непрерывного потока газа-маркера в течение заданного времени.

23. Система по п. 16, в которой газ-маркер представляет собой смесь этана и метана.

24. Система по п. 16, в которой газ-маркер вводят в буровой раствор путем добавления негазообразного вещества в соединение, причем негазообразное вещество высвобождает газ-маркер в зону реакции с буровым раствором.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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

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.

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.
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.

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.

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.

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.

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.

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.
Изобретение относится к способам геоэкологической оценки территории при проектировании строительства объектов в криолитозоне. Технический результат заключается в обеспечении профилактики наступления чрезвычайных ситуаций технического и биологического характера, при которых может произойти разрушение объектов, а также болезни или гибель людей. Способ геоэкологической оценки территории при проектировании строительства объектов в криолитозоне характеризуется тем, что проводится тестирование реликтовых микроорганизмов многолетних мерзлых пород, высеянных из кернов, которые будут получены в результате бурения термометрических скважин, на отсутствие их отрицательного воздействия на материалы, планируемые к использованию в проектируемом объекте, и биологическую безопасность для людей.

Изобретение относится к газовой промышленности и предназначено для исследования газоконденсатных смесей в пористой среде, а именно для определения давления начала конденсации в пористой среде. Техническим результатом является повышение точности, а также снижение трудоёмкости измерения давления начала конденсации газоконденсатных смесей в пористой среде. Способ определения давления начала конденсации в пористой среде включает подачу исходной газоконденсатной смеси в пористую среду, подготовку пористой среды, размещение подготовленной пористой среды в рентгенопрозрачном кернодержателе, создание горного давления в пористой среде, подачу метана под давлением, равным пластовому давлению, создание и поддержание постоянного пластового давления в рекомбинаторе и в пористой среде, подачу исходной газоконденсатной смеси в пористую среду при давлении, равном пластовому, путем прокачки 2-3 поровых объемов исходной газоконденсатной смеси, моделирование процесса истощения пористой среды при выбранном шаге снижения давления, прогрев рентгеновской трубки и сканирование пористой среды на каждом шаге снижения давления, регистрацию значения интенсивности рентгеновского излучения при выбранном давлении после каждого сканирования пористой среды, построение графика изменения интенсивности рентгеновского сигнала, проходящего через пористую среду, от давления следующим образом: по оси абсцисс откладывают значения давления Р (МПа) в процессе истощения пористой среды, по оси ординат - значения интенсивности рентгеновского излучения I (отн. ед.). Процесс истощения пористой среды производят до получения экстремума на графике, по которому определяют значение давления начала конденсации Pн.к. (МПа). 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к системе и способу определения происхождения и температуры хранения и, следовательно, глубины подземных залежей углеводородов. Техническим результатом является повышение степени идентифицирования местоположения углеводородной залежи. Предложен способ определения наличия и местоположения подземной залежи углеводородов по образцу вещества природного происхождения. Определяется ожидаемая концентрация изотопологов углеводородного компонента. Ожидаемая температурная зависимость изотопологов, присутствующих в образце, моделируется с помощью высокоуровневых неэмпирических расчетов. Измеряется сигнатура слипшихся изотопов для изотопологов, присутствующих в образце. Сигнатура слипшихся изотопов сравнивается с ожидаемой концентрацией изотопологов. С помощью сравнения определяется, происходят ли углеводороды, присутствующие в образце, непосредственно из материнской породы или же углеводороды, присутствующие в образце, выделились из подземной залежи. Определяется текущая равновесная температура хранения углеводородного компонента в подземной залежи до выделения на поверхность. Определяется местоположение подземной залежи. Данная информация может быть интегрирована с моделями обстановки осадконакопления в бассейне до начала бурения для калибровки бассейновой модели. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх