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



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

 


Владельцы патента RU 2558838:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" (RU)

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 газовой промышленности и может быть использовано для моделирования, проектирования подземных хранилищ газа (ПХГ) в водоносных структурах пласта коллектора и оценки активного объема ПΧΓ.

Известен способ моделирования пластово-флюидальной системы разрабатываемого месторождения (см. Патент RU 2468203 C1, опубл. 27.11.2012, МПК E21B 49/00, G01N 15/08). Способ включает в себя отбор образцов породы, экстракцию, высушивание и насыщение газоконденсатной смесью образцов, моделирование процесса выпадения конденсата в образцах. При этом из упомянутых образцов формируют имитатор породы пласта (ИПП) в виде насыпной модели с типичными для разрабатываемого месторождения значениями пористости и проницаемости и приготавливают рекомбинированную пробу пластового газа, включающую связанную воду, связанную нефть, сырой газ и газ сепарации. Создают в ИПП начальную водонасыщенность, заполняют часть порового пространства ИПП буферным газом, после чего замещают буферный газ углеводородной составляющей рекомбинированной пробы до тех пор, пока в ИПП не будет закачано такое количество связанной нефти, которое соответствует содержанию связанной нефти в поровом пространстве разрабатываемого месторождения.

Недостатком известного способа является то, что он не может быть использован при изучении проблем моделирования, проектирования, технологических расчетов подземных хранилищ газа (ПХГ) в водоносных структурах и оценки активного объема ПХГ. Для корректного лабораторного определения технологических параметров проектируемого ПХГ в водоносной трещиновато-поровой структуре, таких, например, как активный объем Vак, фазовые проницаемости структуры по газу и воде, необходимо обеспечить как одноразовую, так и циклическую закачку газа в модель пласта коллектора, а также моделировать поведение флюидальной системы при отборе газа.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является создание способа моделирования и оценки активного объема ПХГ в водоносных трещиновато-поровых структурах, адекватно отражающего поведение натурного пласта-коллектора проектируемого ПХГ.

Данный технический результат достигается за счет того, что способ моделирования и оценки активного объема подземного хранилища газа в водоносных трещиновато-поровых структурах 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.

К выходу имитатора породы пласта может быть подключен гидродинамический демпфер, имитирующий сжатие или восстановление водоносной структуры при закачке или отборе газа.

Гидродинамический демпфер может состоять из гидравлического аккумулятора, вход которого подключен к выходу имитатора породы пласта, и калиброванного насоса, подсоединенного к выходу гидравлического аккумулятора, который может представлять собой сосуд высокого давления, разделенный на две части плавающим поршнем, причем первая часть сосуда заполнена водой и подключена к выходу имитатора породы пласта, а вторая часть заполнена гидравлической жидкостью и подключена к калиброванному насосу.

Гидродинамический демпфер может состоять из калиброванного насоса, заполненного водой. При увеличении давления до максимального значения пластового давления для подземного хранилища газа может быть увеличен также и объем гидродинамического демпфера на величину ΔV, обеспечивающую максимальное контактирование закачиваемого газа с поровой структурой имитатора породы пласта, а при снижении давления до минимального значения пластового давления для подземного хранилища газа уменьшают объем гидродинамического демпфера на упомянутую величину ΔV. При этом величину ΔV выбирают таким образом, чтобы при закачке газа в имитатор породы пласта газ заполнял только поровое пространство имитатора породы пласта и не поступал в гидродинамический демпфер.

Закачку газа и имитацию отбора газа могут осуществлять циклически.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется на Фиг. 1-3, где на Фиг. 1 представлена схема установки для проведения экспериментов по одноразовой и циклической закачке/отбору газа в водоносных структурах, на Фиг. 2 показаны результаты лабораторных экспериментов по измерению активного объема имитатора породы пласта (ИПП) при закачке/отборе газа, а на Фиг. 3 приведены результаты эксперимента по вытеснению воды газом из ИПП, проведенного при пластовых условиях с целью выбора оптимального объема ΔV гидродинамического демпфера при функционировании предлагаемого способа.

На Фиг. 1 показаны: 1 - имитатор породы пласта, сформированный из представительных образцов породы, имеющих типичные для ПХГ значения пористости и проницаемости, выстроенных в последовательность и помещенных в кернодержатель; 2, 3 - прецизионные насосы для закачки воды и газа соответственно; 4 - датчик температуры; 5-9 - датчики давления; 10 - пресс давления обжима для обеспечения давления обжима ИПП; 11 - трехходовой регулирующий клапан; 12 - гидравлический аккумулятор; 13 - калиброванный насос; 14-18 - запорные вентили; 19 - управляемый регулятор давления; 20 - управляющий насос; 21 - первый сепаратор; 22 - счетчик газа; 23 - регулятор давления; 24 - второй сепаратор; 25 - гидродинамический демпфер.

Насосы 2,3 подают на вход ИПП воду и газ, обеспечивая создание начальных значений газо- и водонасыщенностей ИПП 1 при пластовом давлении Pпл, контролируемом датчиками давления 5 и 6 соответственно. Температуру ИПП 1 измеряют датчиком температуры 4, а давление обжима ИПП обеспечивают прессом давления обжима 10, подключенного через запорный вентиль 18 к внешней поверхности ИПП 1, и контролируют датчиком давления 8. К выходу ИПП 1 через трехходовой регулирующий клапан 11 подключен гидродинамический демпфер 25. Гидродинамический демпфер 25 представляет собой гидравлический аккумулятор 12, соединенный через запорный вентиль 16 с калиброванным насосом 13. Трехходовой регулирующий клапан 11 обеспечивает три режима работы: а) полное закрытие выхода ИПП 1; б) подключение выхода ИПП 1 только к гидродинамическому демпферу; в) подключение ИПП 1 только к регулятору давления 23 при обеспечении фильтрации через модель пласта и при последующем измерении профильтрованного количества воды и газа на втором сепараторе 24. На вход ИПП 1 через запорный вентиль 17 также подключен управляемый посредством управляющего насоса 20 регулятор давления 19, осуществляющий плавный выпуск газа из ИПП 1. Первый сепаратор 21 и счетчик газа 22 измеряют объем вышедших из модели газа Vг и воды Vв.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом. Отбирают представительные образцы породы. Формируют ИПП 1 путем последовательного размещения представительных образцов породы в кернодержателе. Имитатор породы пласта ИПП 1 формируют, как правило, из образцов цилиндрической формы кернового материала водоносной структуры. Образцы керна укладывают в кернодержатель, причем образцы с большей проницаемостью располагают на входе ИПП 1. Вместе с тем иногда из-за отсутствия кернового материала соответствующей водоносной структуры для оценки активного объема ПХГ удобно использовать насыпную модель - имитатор породы пласта. В этом случае кернодержатель наполняют смесью речного песка и маршалита в пропорции, соответствующей составу кернового материала водоносной структуры, и уплотняют до получения необходимых значений пористости и проницаемости проектируемого ПХГ.

Определяют величину открытого порового пространства ИПП 1. Для этого ИПП 1 вакуумируется, а затем заполняется водой и газом. Тогда объем воды и газа, вошедшего в вакуумированный ИПП 1, и будет представлять искомую величину открытого порового пространства.

Создают в ИПП 1 давление обжима Pоб, пластовое давление Pпл и пластовую температуру tпл, которые соответствуют термобарическим условиям моделируемого ПХГ.

ИПП предполагает возможность создания как температуры tпл, так и давления обжима Pоб и пластового давления Pпл за счет специальной конструкции кернодержателя: выстроенные в последовательность представительные образцы породы помещаются в резиновую муфту (на фиг. не показана), которая затем размещается в полости металлического стакана (на фиг. не показан), образуя в нем внутреннюю цилиндрическую концентрическую поверхность и герметичное пространство. Тогда давление обжима Pоб легко создать нагнетанием, например, масла с помощью пресса давления обжима 10 в боковой зазор, образуемый внутренней боковой поверхностью стакана и поверхностью резиновой муфты. Пластовое давление Pпл создают нагнетанием воды или газа с помощью насосов 2 и 3 через торцевую поверхность резиновой муфты с помещенными в нее представительными образцами породы. Пластовая температура tпл обеспечивается, например, циркуляцией масла необходимой температуры в боковом зазоре ИПП 1 с помощью насоса 10. Нагнетая при Pпл через торцевую поверхность резиновой муфты последовательно воду, а затем газ, добиваются (по балансу входящих и выходящих потоков воды и газа) необходимых значений начальной водо- и газонасыщенностей, характерных для водоносных структур проектируемого ПХГ.

Далее закрывают выход ИПП 1 с помощью трехходового регулирующего клапана 11 (режим работы (а)), а также запорные вентили 14 и 17. На вход ИПП 1 прецизионным насосом 3 через открытый запорный вентиль 15 нагнетают газ. При этом пластовое давление Pпл увеличивается до величины давления Pмакс. Давление Pмакс является технологическим параметром ПХГ и выбирается в результате тщательного анализа геологической информации и особенностей строения пласта коллектора. Нагнетаемый газ оттесняет содержащуюся в ИПП 1 воду к выходу модели пласта. При достижении давления Pмакс запорный вентиль 15 закрывают и таким образом имитируют период хранения газа в ПХГ.

Далее имитируют процесс отбора газа: запорный вентиль 17 открывают и со входа ИПП 1 происходит сбрасывание газа через управляемый регулятор давления 19 в первый сепаратор 21 и счетчик газа 22. Управляющий насос 20 обеспечивает необходимый темп сбрасывания газа до Pмин, подавая опорное давление на управляемый регулятор давления 19. Давление Pмин является технологическим параметром ПХГ и выбирается в результате тщательного анализа геологической информации и особенностей строения пласта коллектора. Темп сбрасывания газа задается из соразмерности натурных и модельных периодов закачки/хранения/отбора газа. Объем газа Vг, вышедшего в процессе сбрасывания давления, измеряют с помощью первого счетчика газа 22 и затем приводят к пластовым условиям, а объем воды Vв, вышедшей из модели пласта в процессе сбрасывания давления, измеряют на первом сепараторе 21, затем приводят к пластовым условиям.

Определяют активный газовый объем имитатора породы пласта Vак. по разнице объемов газа и воды, вышедших из имитатора породы пласта.

Далее определяют активный газовый объем подземного хранилища газа Vак.пхг, который определяют как произведение открытого порового пространства подземного хранилища газа на частное от деления активного газового объема имитатора породы пласта и открытого порового пространства имитатора породы пласта:

Так как объем порового пространства модели пласта коллектора Vпор измерен в начале эксперимента, а объем порового пространства ПХГ Vпор.пхг обычно известен из анализа фильтрационно-емкостных свойств и геологической информации структуры ПХГ, то, зная активный объем модели пласта Vак. и используя выражение (2), определяют активный объем проектируемого подземного хранилища газа Vак.пхг.

Для повышения точности определения Vг (см. выражение (1)) и обеспечения оптимального контактирования закачиваемого газа с водоносной поровой структурой к выходу имитатора породы пласта подключают гидродинамический демпфер, имитирующий сжатие или восстановление водоносной структуры при закачке или отборе газа. Гидродинамический демпфер (ГД) 25 может представлять собой гидравлический аккумулятор 12: сосуд для определения свойств жидкости при различных давлениях, объемах и температуре (сосуд PVT), разделенный плавающим поршнем на две части, причем первая часть заполняется водой и подключается через клапан 11 к выходу ИПП 1, а вторая часть заполняется любой гидравлической жидкостью (маслом, керосином, этиленгликолем и т.д.). Вторая часть гидравлического аккумулятора может быть нагружена также и на калиброванный насос 13 через запорный вентиль 16.

Как предпочтительный вариант, ГД может представлять собой калиброванный насос 13, заполненный водой и подключенный через клапан 11 к выходу ИПП 1. В этом случае при закачке газа в ИПП 1 через вентиль 15 и подъеме давления до Pмах одновременно увеличивается объем ГД на величину ΔV, причем величину ΔV выбирают таким образом, чтобы при закачке газа в имитатор породы пласта газ заполнял только поровое пространство имитатора породы пласта и не поступал в гидродинамический демпфер. При сбросе давления до величины Pмин (при открытом вентиле 17) калиброванный насос 13 уменьшает объем ГД на ту же величину ΔV. Таким образом, обеспечивается максимальное взаимодействие пористой среды ИПП с закачиваемым газом и оптимально моделируются натурные условия закачки/отбора газа при функционировании ПХГ.

Величину ΔV выбирают из соображений реального моделирования поведения водоносной системы, на базе которой проектируется ПХГ: газ при закачке должен контактировать с пористой средой ИПП 1 как можно в большем объеме модели. Для правильного выбора величины ΔV используют эксперимент по вытеснению воды, содержащейся изначально в ИПП 1, газом. В этом случае запорные вентили 14, 17 закрывают, а запорный вентиль 15 открывают. К выходу ИПП 1 через трехходовой регулирующий клапан 11 подключают только регулятор давления 23, а гидродинамический демпфер 25 отключают. Газ с помощью прецизионного насоса 3 через вентиль 15 подают в ИПП 1 при пластовом давлении Pпл, который вытесняет часть содержащейся там воды. Вода после регулятора давления 23 поступает во второй сепаратор 24, в котором измеряют объем воды вытесненный газом Vвыт. Тогда величина технологического параметра ΔV выбирается из условия:

Например, величина ΔV может быть равной ½ Vвыт, что обеспечивает максимальное заполнение пористой среды ИПП 1 закачиваемым газом.

На Фиг. 2 показана кривая увеличения объема воды, вытесненной из ИПП 1 при закачке метана. Модель пласта коллектора имеет следующие параметры: длина - 42 см, поровый объем - 11 см3. Фильтрация метана осуществлялась при пластовом давлении Pпл=25 МПа; давлении обжима (горное давление) - Pоб=56 МПа и пластовой температуре tпл=110°C. Из Фиг. 2 видно, что при длительной закачке метана из модели пласта коллектора можно вытеснить порядка 0,175 поровых объемов воды, то есть при Vпор=11 см3 вытесненный из модели объем воды будет равен Vвыт ≈1,93 см3. Таким образом, величина ΔV может быть выбрана порядка 1 см3.

Величина размаха давления ΔP при закачке/отборе газа обычно задается технологическим расчетом, исходя из планируемых технологических параметров ПХГ, тщательного анализа геологической информации и особенностей строения пласта.

В реальных условиях эксплуатации ПХГ закачка и отбор газа производятся многократно (циклически). В этом случае при циклической закачке/отборе газа величина активно объема Vак может изменяться. Предлагаемый способ позволяет смоделировать процесс циклической закачки/отбора газа и оценить динамику изменения активного объема Vак.

На Фиг. 3 показана динамика изменения активного объема Vак, пронормированного на поровый объем ИПП, от номера цикла закачки/отбора газа. В модели пласта коллектора длиной 42 см и с поровым объемом 11 см3 создавались пластовые условия: Pпл=25 МПа; Pоб=56 МПа; tпл=110°C. Затем осуществлялась циклическая закачка/отбор метана. После каждого цикла оценивался активный объем модели пласта коллектора Vак. Всего произведено 5 циклов закачки/отбора (точки на Фиг. 3). Экспериментальная сплошная линия экстраполирована на 15 циклов закачки/отбора (штриховая линия). Из Фиг. 3 видно, что активный объем Vак резко возрастает при первых циклах закачки/отбора метана, а начиная с 4 цикла темп возрастания активного объема уменьшается, а сам активный объем Vак, нормированный на поровый объем модели, стремится к предельной величине порядка 0,4.

Предлагаемый способ позволяет моделировать и оценивать активный объем ПХГ в водоносных трещиновато-поровых структурах, адекватно отражающий поведение натурного пласта-коллектора проектируемого ПХГ.

1. Способ моделирования и оценки активного объема подземного хранилища газа в водоносных трещиновато-поровых структурах, включающий 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.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что к выходу имитатора породы пласта подключают гидродинамический демпфер, имитирующий сжатие или восстановление водоносной структуры при закачке или отборе газа.

3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что гидродинамический демпфер состоит из гидравлического аккумулятора, вход которого подключен к выходу имитатора породы пласта, и калиброванного насоса, подсоединенного к выходу гидравлического аккумулятора.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что гидравлический аккумулятор представляет собой сосуд высокого давления, разделенный на две части плавающим поршнем, причем первая часть сосуда заполнена водой и подключена к выходу имитатора породы пласта, а вторая часть заполнена гидравлической жидкостью и подключена к калиброванному насосу.

5. Способ по п. 2, отличающийся тем, что гидродинамический демпфер состоит из калиброванного насоса, заполненного водой.

6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что при увеличении давления до максимального значения пластового давления для подземного хранилища газа, увеличивают также и объем гидродинамического демпфера на величину ΔV, обеспечивающую максимальное контактирование закачиваемого газа с поровой структурой имитатора породы пласта, а при снижении давления до минимального значения пластового давления для подземного хранилища газа уменьшают объем гидродинамического демпфера на упомянутую величину ΔV.

7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что величину ΔV выбирают таким образом, чтобы при закачке газа в имитатор породы пласта газ заполнял только поровое пространство имитатора породы пласта и не поступал в гидродинамический демпфер.

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачку газа и имитацию отбора газа осуществляют циклически.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к контрольно-измерительной и экспериментальной технике и может быть использовано для контроля качества фильтрующих материалов. Способ определения максимального размера пор мембраны включает установку мембраны в ячейку и заполнение ячейки жидкостью, создание условий для проникновения льда сквозь мембрану и расчет значения максимального размера пор мембраны.
Изобретение относится к области исследований параметров грунтов. Представлен способ определения коэффициента фильтрации плывунного грунта, по которому через образец грунта пропускают поток воды, на поверхности образца грунта размещают грузик, фиксируют начало погружения грузика, измеряют параметры образца и потока воды, рассчитывают по измеренным показателям коэффициент фильтрации грунта.

Изобретение относится к измерению физических свойств, связанных с прохождением текучей фазы в пористом материале. Способ оценки физических параметров пористого материала, находящегося в потоке текучих сред, содержит этапы, на которых образец (2) материала помещают в герметичную камеру (1) таким образом, чтобы входная сторона (3) образца сообщалась с первым объемом (V0) и чтобы его выходная сторона (4) сообщалась со вторым объемом.

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 способам описания характеристик двухмерных и трехмерных образцов для определения распределений размеров тела пор и каналов пор, а также кривых зависимости капиллярного давления в пористой среде.

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и может найти применение в почвоведении, мелиорации, гидрологии, грунтоведении, строительном деле и других областях науки и производства, связанных с исследованием свойств пористых материалов.

Изобретение относится к области физико-химического анализа и может быть использовано для определения наличия трещин на поверхности образцов стального проката с полимерным покрытием, преимущественно при испытании полимерного покрытия на прочность при изгибе по ГОСТ Р 52146-2003.

Изобретение относится к сельскохозяйственному машиностроению, в частности к машинам и орудиям для обработки почвы и может найти применение научно-исследовательскими и производственными организациями при проектировании, исследованиях и эксплуатации рабочих органов почвообрабатывающих машин и орудий.

Изобретение относится к области испытания и определения свойств материалов. Способ измерения пористости частиц сыпучих материалов целесообразно применять при производстве гранулированных катализаторов, сорбентов, а также для определения свойств пористых материалов различного назначения.

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

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.

Изобретение предназначено для расчета динамики добычи нефти на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами(ТрИЗ), в том числе в результате опережающего обводнения запасов нефти.

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 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.
Наверх