Способ определения динамики извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти

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 разработке углеводородных залежей сложного геологического строения с неоднородными, низкопроницаемыми и обводненными коллекторами, когда извлечение трудноизвлекаемых запасов нефти происходит в условиях нелинейной фильтрации. Эффективность процесса разработки месторождений нефти определяется динамикой добычи нефти и коэффициентом извлечения нефти (КИН) на конечной стадии разработки. Надежность способов определения динамики разработки и КИН дает возможность выбора эффективных технологических решений, обеспечивающих полноту извлечения геологических запасов нефти и планирование технико-экономической политики нефтедобывающих компаний и государства.

В большинстве случаев ГКЗ РФ рассматривает и утверждает численные значения КИН, обоснованные с использованием программных комплексов, которые включают геологическое и гидродинамическое моделирование залежи. Ненадежность КИН [1. Щербаков В.П., Бродский П.А., Гутман И.С. Нефтеотдача и коммерческая оценка запасов нефти в современных условиях. Вестник ЦКР Роснедра. №3/2008, с.80-82], утвержденных ГКЗ Роснедра на основе оценок по гидродинамическим моделям пластов, содержащих трудноизвлекаемые запасы (ТрИЗ) нефти, по мнению специалистов [2. Батурин Ю.Е. и др. Способ разработки нефтяного месторождения и искусственным поддержанием пластового давления. Патент RU 2190761 С1, Бюл. №28, 10.10.2002; 3. Жданов С.А., Сутормин С.Е. Анализ эффективности эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений на поздней стадии разработки. // Доклады /// Международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». М. 2011. Том 1. С.82-90], являются одной из причин «недостижения проектных КИН практически по всем месторождениям Западной Сибири».

Ненадежность, а точнее не эффективность использования гидродинамических моделей для решения проблемы вовлечения в разработку ТрИЗ связана с наличием границы применимости линейных моделей Дарси. Известно, что при движении по трубопроводам жидкие и газообразные флюиды испытывают внутреннее (вязкость) и внешнее (с поверхностью трубы) трение. Макрогидродинамика учитывает потери давления на преодоление внутреннего и внешнего трения в расчетах трубопроводного транспорта флюидов. Уравнения Пуазейля (1) и Дарси (2), используемые в линейных гидродинамических моделях пласта, учитывают потери давления на внутреннее трение обратно пропорциональной зависимостью от вязкости. Внешнее трение в уравнении Пуазейля (1) учитывается прямой зависимостью от квадрата площади сечения капилляра, а в уравнении Дарси (2) - прямой зависимостью от коэффициента проницаемости Кпр.

В частном случае, когда коллектор состоит из n поровых каналов равного диаметра и длины, уравнение Пуазейля принимает вид

Здесь: Q - расход флюида; S - площадь фильтрации; Sк - площадь сечения капилляра, L - длина пористой среды; µ - динамическая вязкость флюида (внутреннее трение); (P1-P2) - перепад давлений на концах пористой среды длиной L, d - диаметр капилляра, kп - пористость, kпр - проницаемость, n - число поровых каналов.

Из уравнений (2) и (3) следует важная связь коэффициента проницаемости (4) с площадью сечения поровых каналов коллектора, которая раскрывает границу применимости уравнений фильтрации на базе линейной модели Дарси.

Поровые каналы в коллекторах характеризуются широким диапазоном диаметров, от миллиметров до нанометров, и величины внешнего трения, показателем которого служат капиллярные силы и поверхностное натяжение на границе раздела фаз пластовый флюид - поверхность поровых каналов. Неизбежным следствием указанных факторов является нелинейная зависимость расхода от давления, которая проявляется начальным градиентом давления фильтрации и зависимостью величины проницаемости от градиента давления [4/ Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. Москва, Недра, 1977, с.287]. Можно показать, что линейная зависимость расхода от величины перепада давления по Дарси возможна лишь при условии высокой однородности коллектора по диаметру поровых каналов, близкой к распределению Гиббса, и при высоких значениях градиента давления.

Наиболее полно неоднородность горной породы и связанные с ней нелинейные эффекты учтены в способе определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации [5. Патент РФ №2504654, E21B 49/00, G01N 15/00 (2006.01), 2014]. Способ включает лабораторные и геофизические исследования (ГИС) фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) горной породы и определение поля градиентов давления по площади залежи. Коллекторские и фильтрационно-емкостные свойства горной породы залежи, а именно коэффициенты пористости, проницаемости, нефтенасыщенности и вытеснения нефти определяются в расширенном диапазоне давления и линейной скорости, соответственно до 1×10-4 МПа/м и 1×10-3 м/сутки и менее. Определение статистической поровой, гидродинамической и энергетической структуры горной породы залежи, в том числе подвижных (извлекаемых) запасов углеводородов в созданном поле градиентов давления. Коэффициент извлечения нефти в рассматриваемом способе рассчитывается как доля порового объема залежи с подвижными запасами углеводородов (нефти) в поле градиентов давления среднестатистического участка, приходящегося на одну добывающую характеристическую, скважину типового объекта скважина-залежь (C-З), имеющую среднестатистические параметры ФЕС горной породы залежи с типовым полем градиентов давления рассматриваемой технологической схемы разработки.

Недостатком известного способа является то, что он определяет извлекаемые запасы нефти не в динамике, а в статике последней стадии разработки залежи. Другим недостатком прототипа является его не способность дать оценку динамики отбора пластовой (реликтовой) воды, а также воды и газа, нагнетаемых в пласт для поддержания принятой системы разработки.

Задачей, стоящей перед изобретением, является разработка способа определения динамики добычи трудно извлекаемых запасов нефти и воды на обводненных залежах и залежах сложного геологического строения, обеспечивающего повышение надежности (точности) гидродинамических расчетов.

Для решения этой задачи в дополнение к лабораторным и геофизическим исследованиям фильтрационно-емкостных свойств горной породы, в том числе коэффициентов пористости, проницаемости, нефтенасыщенности и вытеснения нефти, начального градиента сдвига в расширенном диапазоне градиентов давления и линейной скорости, соответственно до 1×10-4 МПа/м и 1×10-3 м/сутки и менее, и к определению среднестатистической поровой, гидродинамической и энергетической структуры коллектора, поля градиентов давления по площади питания скважины, участка залежи, залежи в целом:

1. Запасы флюидов по величине коэффициентов проницаемости, пористости, вытеснения и начального напряжения фильтрации приписываются статистически независимым водо- и нефтенасыщенным гидродинамическим единицам потока;

2. Динамика извлечения подвижной части флюидов определяется в режиме поршневого вытеснения уравнениями Пуазейля-Дарси

Q=ΣQi=ΣkпрiSi(ΔP-FdpiL)WпрiWпiWij/Lµ

при линейной,

Q=(0,542 h/µ)tΣΣkпрi(ΔPj-FdpiΔRj)WпрiWпiWij/ln(1+ΔRj/Rj)

и радиальной схемах разработки, где

Q - дебит пластового флюида (м3/сутки),

t - время фильтрации флюида (сутки),

h - мощность пласта (м),

µ - вязкость флюида (мПа*с),

Rj - радиус питания скважины (м),

ΔRj=Rj-R(j-1) - интервал радиуса питания,

kпрi - коэффициент проницаемости i-той ГЕП (мД),

Wпрi - вероятность наличия на j-том интервале i-той ГЕП проницаемостью kпрi,

Wпi=Si/S - вероятность, что на j-том интервале i-тая ГЕП имеет пористость kпi,

Wij - вероятность того, что на j-том интервале в i-той ГЕП есть подвижная нефть,

Fdpi - напряжение фильтрации (МПа/м).

Возможны два варианта, когда гидродинамические единицы потока с меньшими значениями проницаемости, имеющими суммарно долю порового объема? равную коэффициенту водонасыщенности, считаются водонасыщенными с вязкостью флюида? равной вязкости пластовой газонасыщенной воды, или когда все гидродинамические единицы потока считаются водонасыщенными в пропорции, обратной значениям проницаемости соответствующих гидродинамических единиц потока с учетом их доли в поровом объеме коллектора, а вязкость флюидов принимается равной вязкости пластовой водонефтяной эмульсии в каждой гидродинамической единице потока.

На чертежах на фиг.1 показана статистическая поровая структура коллектора, на фиг.2 - гидродинамическая структура коллектора, на фиг.3 - доля подвижных запасов в поровых каналах, на фиг.4 - динамика извлечения нефти и жидкости по нелинейной гидродинамической модели, а на фиг.5 - динамика коэффициента извлечения нефти КИН и обводненности извлекаемой продукции по нелинейной гидродинамической модели.

Для реализации способа проводится построение статистической поровой, гидродинамической и энергетической структуры горной породы скважины, участка, залежи на базе лабораторных и геофизических исследований фильтрационно-емкостных свойств в расширенном диапазоне давления и линейной скорости, соответственно до 1×10-4 МПа/м и 1×10-3 м/сутки и менее, по номенклатуре и объему, предусмотренному в прототипе.

Определяется поле градиентов давления исходя из сетки добывающих и нагнетательных скважин, значений давления в интервалах вскрытия залежи на начальной стадии разработки и в динамике обводнения скважин в эксплуатации.

Определяется объем подвижных запасов в гидродинамически связанных единицах потока (ГЕП) коллектора, в условиях принятой системы разработки, а также распределения по площади и мощности залежи не извлеченных геологических запасов нефти как в варианте прототипа - «характеристическая скважина-залежь С-3», так и по скважинам на участке залежи.

Применяется нелинейный подход к построению гидродинамической модели залежей с ТрИЗ нефти в условиях статистического, вероятностного характера связи независимых коллекторских характеристик: пористости, проницаемости, напряжения фильтрации.

Представим сложную структуру породы коллекторов в виде совокупности капилляров Пуазейля и учтем потери давления на внешнее трение Fdpi L. Здесь Fdpi - напряжение фильтрации, характеризующее удельную величину потерь энергии на преодоление внешнего трения в i-том идеальном поровом канале диаметром di. В этом приближении коэффициент проницаемости (4) имеет вид (5), а линейное уравнение Дарси (2) переходит в нелинейную форму (6) уравнения Пуазейля-Дарси для линейной (геометрически) модели коллектора.

Принципиальное отличие уравнений фильтрации (2) и (6) состоит в том, что флюид, согласно линейному уравнению Дарси, подвижен при любой величине перепада давления на границах коллектора независимо от величины проницаемости и диаметра поровых каналов. В отличие от линейного закона, как следует из уравнения (6), движение флюида в i-тых поровых каналах коллектора на площади фильтрации Si проницаемостью kпрi возможно лишь при условии (P1-P2) больше Fdpi L. Нелинейное уравнение Пуазейля-Дарси (6) фактически постулирует наличие Гидродинамически связанных Единиц Потока, аналогичных по содержанию с ГЕП, введенными в работе [6. Amaefule, J.О., Altunday, D., Tiab, D., Kersey, D.G., and Keelan, D.K.: "Enhanced Reservoir Description: Using Core and Log Data to Identify Hydraulic (Flow) Units and Predict Permeability in Uncored Intervals / Wells", SPE 26436 (1993)].

Каждая ГЕП в предлагаемом способе характеризуется:

величиной проницаемости kпрi;

площадью фильтрации Si при коэффициенте пористости kпi;

коэффициентом вытеснения kвтi;

напряжением фильтрации Fdpi;

числом поровых каналов ni с площадью поперечного сечения Si;

водонасыщенностью ni с поровых каналов площадью сечения Si.

Нелинейное уравнение Пуазейля-Дарси (6) согласно (4) и (5) постулирует независимость коэффициента проницаемости от коэффициента пористости.

Учитывая случайный характер распределения размеров поровых каналов, каверн, трещин, их геометрических размеров и независимость параметров ФЕС коллекторов, нелинейное уравнение Пуазейля-Дарси (6) для геометрически линейной модели запишется в виде (7)

При переходе от лабораторных геометрически линейных моделей исследования керна и насыпных моделей коллекторов на реальные месторождения с радиальным полем фильтрации нелинейное уравнение Пуазейля-Дарси (7) принимает вид (8)

где:

Q - дебит пластового флюида (м3/сутки),

t - время фильтрации флюида (сутки),

h - мощность пласта (м),

µ - вязкость флюида (мПа*с),

Rj - радиус питания скважины (м),

ΔRj=Rj-R(j-1) - интервал радиуса питания,

kпрi - коэффициент проницаемости i-той ГЕП (мД),

Wпрi - вероятность наличия на j-том интервале i-той ГЕП проницаемостью kпрi,

Wпi=Si/S - вероятность, что на j-том интервале i-тая ГЕП имеет пористость kпi,

Wij - вероятность того, что на j-том интервале в i-той ГЕП есть подвижная нефть,

Fdpi - напряжение фильтрации (МПа/м).

Независимость параметров ФЕС коллекторов подтверждается результатами многочисленных исследований образцов керна. В таблице 1 для близких значений пористости по данным ООО ЗапСибГЦ [6. Стандартные и специальные литолого-петрофизические исследования керна, отобранного из различных скважин месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», ООО ЗапСибГЦ, 2005 г] приведены значения проницаемости по газу и воде.

Динамика извлечения запасов углеводородов и воды определяется на основе нелинейной гидродинамической модели Пуазейля-Дарси (8). Расчеты осуществляются на современных ПВЭМ с использованием программного обеспечения, разработанного, например, заявителем.

Пример

Талинская площадь Красноленинского месторождения, блок 46,

Объект разработки - ЮК10-11

Система разработки - рядная с поддержанием пластового давления,

Средняя площадь питания на 1 скважину - 25 га,

Нефтенасыщенная мощность - 21 м,

Пластовые условия: температура - 99°C, давление - 22.3 МПа.

Характеристика ФЕС горной породы.

Средний коэффициент проницаемости - Кпр=184 мД

Средний коэффициент пористости - Кп=0,16

Коэффициент нефтенасыщенности - Кн=0,85

Остаточный коэффициент нефтенасыщенности - Кон=0,32

Давление насыщения - Ps - 15,6 МПа

Вязкость пластовой нефти µ - 0,46 мПа×с

Объемный коэффициент b - 1,676

Коэффициент сжимаемости Ксж - 2,2×10-3 м3/МПа

Плотность пластовой нефти p - 637 кг/м3

Плотность разгазированной нефти p - 822 кг/м3

КИН Талинской площади Красноленинского месторождения пересматривался ГКЗ неоднократно, понижаясь от значения более 0,4 до текущего утвержденного значения 0,257. По имеющейся информации КИН по состоянию на 1.01.2013 г. не превышает 0,12.

Принципиальная схема применения уравнения нелинейной фильтрации.

В дополнение к имеющимся данным ГИС проводятся определения ФЕС коллектора в области пониженных значений градиентов давлений. Строится поровая, гидродинамическая и энергетическая структура (фиг.1-3).

Выбирается эффективный радиус забоя скважины r0, забойного давления P0 равном или больше Ps и варианты системы разработки запасов С-З: жесткая система ППД на границе радиуса питания скважины, режим истощения пластовой энергии.

В выбранном варианте производится обоснование поля давлений по площади залежи, определяются размеры ГЕП по величине kпрi, связь напряжения фильтрации F и доли подвижных запасов в ГЕП с градиентом давления.

Набор исходных данных вводится в програмный комплекс НГДМ-1, определяется динамика добычи жидкости, нефти, динамика изменения запасов по площади залежи, текущий КИН.

Результаты расчета в жестком режиме поддержания пластового давления (ППД) в упрощенном для наглядности варианте, приведенном в таблице 2, представлены на фиг.4 и 5. На втором году работы скважины в интенсивном режиме поддержания пластового давления (ППД) с начальным дебитом 413 м3/сутки КИН достигает величины 0,141 при обводненности продукции 95% и возросшем до 500 м3 суточном отборе жидкости. На третий год разработки обводненность продукции достигает 99,7% при дебите жидкости 615 м3.

На практике разработка залежей начинается с отбора нефти скважинами в режиме истощения пластовой энергии с последующим переводом части добывающих скважин в нагнетательный фонд согласно проекту разработки. В варианте режима истощения при постоянном забойном давлении за полтора месяца при замкнутой системе пластовое давление должно снизиться на 13%, дебит скважины почти в 2 раза при одновременном снижении на 30% доли подвижных запасов нефти. Аналогичная ситуация имеет место при незамкнутой реальной системе. С ростом зоны питания до 1500 м дебит скважины снизится на порядок, а доля подвижных запасов на площади питания составит около 12%.

Таким образом, предложенный способ в условиях нелинейной фильтрации дает более надежную оценку добычных возможностей коллектора с трудноизвлекаемыми запасами нефти по сравнению с известными линейными гидродинамическими способами.

1. Способ определения динамики извлечения трудноизвлекаемых запасов углеводородных флюидов и воды в условиях нелинейной фильтрации, включающий лабораторные и геофизические исследования фильтрационно-емкостных свойств горной породы, в том числе, коэффициентов пористости, проницаемости, нефтенасыщенности и вытеснения нефти, начального градиента сдвига в расширенном диапазоне градиентов давления и линейной скорости соответственно до 1×10-4 МПа/м и 1×10-3 м/сутки и менее, определение средне статистической поровой гидродинамической и энергетической структуры коллектора, поля градиентов давления по площади питания скважины, участка залежи, залежи в целом, отличающийся тем, что запасы флюидов по величине коэффициентов проницаемости, пористости, вытеснения и начального напряжения фильтрации приписываются статистически независимым водо- и нефтенасыщенным Гидродинамическим Единицам Потока, а динамика извлечения подвижной части флюидов определяется в режиме поршневого вытеснения уравнениями Пуазейля-Дарси при линейной и радиальной схеме разработки, при этом Гидродинамические Единицы Потока с меньшими значениями проницаемости, имеющими суммарно долю порового объема равную коэффициенту водонасыщенности, считаются водонасыщенными с вязкостью флюида равной вязкости пластовой газонасыщенной воды.

2. Способ определения динамики извлечения трудноизвлекаемых запасов углеводородных флюидов и воды в условиях нелинейной фильтрации, включающий лабораторные и геофизические исследования фильтрационно-емкостных свойств горной породы, в том числе, коэффициентов пористости, проницаемости, нефтенасыщенности и вытеснения нефти, начального градиента сдвига в расширенном диапазоне градиентов давления и линейной скорости соответственно до 1×10-4 МПа/м и 1×10-3 м/сутки и менее, определение средне статистической поровой гидродинамической и энергетической структуры коллектора, поля градиентов давления по площади питания скважины, участка залежи, залежи в целом, отличающийся тем, что запасы флюидов по величине коэффициентов проницаемости, пористости, вытеснения и начального напряжения фильтрации приписываются статистически независимым водо- и нефтенасыщенным Гидродинамическим Единицам Потока, а динамика извлечения подвижной части флюидов определяется в режиме поршневого вытеснения уравнениями Пуазейля-Дарси при линейной и радиальной схеме разработки, при этом все Гидродинамические Единицы Потока считаются водонасыщенными в пропорции, обратной значениям проницаемости соответствующих Гидродинамических Единиц Потока с учетом их доли в поровом объеме коллектора, а вязкость флюидов принимается равной вязкости пластовой водонефтяной эмульсии в каждой Гидродинамической Единице Потока.



 

Похожие патенты:

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.

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 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