Способ определения характеристик газонефтяной переходной зоны в необсаженной скважине

Изобретение относится к способам геофизических исследований скважин для нефтяных залежей с газовыми шапками с известным минералогическим составом слагающих пород. Для определения характеристик газонефтяной переходной зоны берут по меньшей мере по одной пробе из газовой части и из нефтяной части залежи. Измеряют пластовые температуру и давление в местах взятия проб пластовых флюидов и определяют плотности и составы взятых проб. Полученные плотности, составы и измеренные значения давления и температуры используют для настройки уравнения состояния углеводородных смесей. Измеряют пористость, водонасыщенность и общее водородсодержание насыщенной породы вдоль ствола скважины. По измеренным значениям пористости и водонасыщенности породы вычисляют объем углеводородных фаз, а по измеренным значениям общего водородсодержания насыщенной породы определяют водородсодержание углеводородных фаз. Используя уравнение состояния углеводородных смесей, вычисляют плотность и состав углеводородных фаз вдоль скважины. По вычисленным значениям плотности и составу углеводородных фаз вдоль скважины определяют удельное водородсодержание в газе и нефти вдоль скважины. На основе определенного удельного водородсодержания, водородсодержания углеводородных фаз и измеренной пористости определяют распределение насыщенностей газа и нефти вдоль скважины. 5 з.п. ф-лы, 2 табл., 4 ил.

 

Изобретение относится к способам геофизических исследований скважин для нефтяных залежей с газовыми шапками с известным минералогическим составом слагающих пород, то есть для газонефтяных и нефтегазовых месторождений, в частности к способам определения характеристик переходной газонефтяной зоны, таких как распределение насыщенностей газа и нефти вдоль скважины и газонефтяное капиллярное давление.

Газонефтяной контакт (ГНК) - это условная поверхность, разделяющая в нефтяной залежи нефть и газ, находящийся в свободном состоянии в виде газовой шапки. Поверхность газонефтяного контакта условна, поскольку между газовой и нефтяной частью залежи имеется переходная зона смешанного нефтегазонасыщения. В геологическом моделировании есть известные сложности определения положения газонефтяного контакта, связанные со структурой переходной зоны. В большинстве случаев положение ГНК определяется по результатам опробывания на приток флюида. При анализе данных каротажа также возможно идентифицировать ГНК по резкому изменению водородсодержания.

Однако существуют залежи, где геологическое строение не позволяет выделить ГНК в виде четко определенной поверхности, поскольку имеется непрерывное изменение нефте- и газонасыщенности по глубине. В этих случаях говорят о переходной газонефтяной зоне. Переходная зона может простираться по глубине на заметные расстояния (>1 м). В области переходной зоны устанавливается непрерывное вертикальное распределение газа и нефти, которые находятся в термодинамическом и гравитационном равновесии. Составы, давления и насыщенности газовой и нефтяной фаз непрерывно меняются вдоль геологического разреза скважины в соответствии с условиями равновесия.

Для залежей с протяженной газонефтяной переходной зоной необходима детальная информация о структуре этой области для корректной оценки запасов газа и нефти и для обоснованного выбора стратегии разработки.

В настоящее время в практике исследования газонефтяных залежей отсутствуют методы определения параметров протяженных газонефтяных зон (распределения насыщенностей газа и нефти вдоль скважины и газонефтяного капиллярного давления), учитывающие условия композиционного фазового равновесия «газ - нефть».

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении возможности определения условий залегания газонефтяных залежей, в уточнении геологических моделей таких залежей и, как следствие, в более правильном подходе к оценке запасов и проектировании разработки.

В соответствии с предлагаемым способом по меньшей мере одну пробу пластового флюида берут из газовой части залежи и по меньшей мере одну пробу пластового флюида берут из нефтяной части залежи. Измеряют пластовые температуру и давление в местах взятия проб пластовых флюидов и определяют плотности и составы взятых проб пластовых флюидов. Полученные плотности, составы и измеренные значения давления и температуры используют для настройки уравнения состояния углеводородных смесей. Измеряют пористость, водонасыщенность и общее водородсодержание насыщенной породы вдоль ствола скважины. По измеренным значениям пористости и водонасыщенности породы вычисляют объем углеводородных фаз, а по измеренным значениям общего водородсодержания насыщенной породы определяют водородсодержание углеводородных фаз. Используя уравнение состояния углеводородных смесей, вычисляют плотность и состав углеводородных фаз вдоль скважины. По вычисленным значениям плотности и составу углеводородных фаз вдоль скважины определяют удельное водородсодержание в газе и нефти вдоль скважины. На основе определенного удельного водородсодержания, водородсодержания углеводородных фаз и измеренной пористости определяют распределение насыщенностей газа и нефти вдоль скважины.

Плотности и составы взятых проб пластовых флюидов определяют посредством стандартного хроматографического и фракционного анализа.

В качестве уравнения состояния углеводородных смесей используют уравнение состояния Пенга-Робинсона.

Общее водородсодержание насыщенной породы вдоль ствола скважины измеряют методом нейтронного каротажа на тепловых нейтронах.

Пористость и водонасыщенность определяют методами акустического, нейтронного и электрического каротажа.

Из уравнения состояния углеводородных смесей вычисляют распределение давлений в газе и нефти вдоль скважины и определяют кривую капиллярного давления на основе полученных распределений давления и насыщенностей газа и нефти вдоль скважины.

Изобретение поясняется чертежом, где на фиг. 1 представлены распределения пористости, водонасыщенности и водородсодержания, полученные методами геофизического каротажа, на фиг. 2 - составы нефти и газа взятых проб, на фиг. 3 - распределения водонасыщенности и поровый объем, на фиг. 4 - кривая капиллярного давления.

Изобретение состоит в использовании двух источников данных (глубинных проб пластовых флюидов и геофизических исследований скважин) для получения структуры ГНК и кривой газонефтяного капиллярного давления по разрезу вдоль вертикальной или наклонной скважины. Глубинные пробы пластовых флюидов (газа, нефти, воды) берут из газовой и нефтяной части залежи совместно со следующими исследованиями: а) определением пластовых термодинамических условий для обеих проб; б) обычным циклом лабораторных исследований PVT свойств смесей (состав, ССЕ (constant composition expansion, контактная конденсация) и/или CVD (constant volume depletion, дифференциальная конденсация). Лабораторные исследования используют для настройки уравнения состояния, т.е. для количественного определения свободных параметров в этом уравнении, например, уравнении состояния Пенга-Робинсона (см., например, Firoozabadi A. Thermodynamics of Hydrocarbon Reservoirs. New York: McGraw-Hill, 1998, P. 138-143; Reid R.C., Prausnitz J.M., Poling B.E. The Properties of Gases and Liquids. New York: Mc-Graw Hill, 1987, P. 42-47; Walas S.M. Phase Equilibria in Chemical Engineering. Boston: Butterworth Publ., 1985, P. 54-57). Геофизические исследования проводят в необсаженной скважине для определения значений пористости, водонасыщенности и общего водородсодержания насыщенной породы в зависимости от глубины вдоль ствола скважины (например, с помощью комбинации акустического, радиоактивного и электрического каротажа, а также анализа минерального состава породы) (см., например, Bassiouni Z. Theory, Measurement, and Interpretation of Well Logs. Richardson: SPE, 1994, P. 206-224; Bateman R.M. Open-Hole Log Analysis and Formation Evaluation. Boston, 1985, P. 133-146; Darling T. Well Logging and Formation Evaluation. Boston: Elsevier, 2005, P. 29-58; Ellis D.V., Singer J.M. Well Logging for Earth Scientists. Dordrecht: Springer, 2007, P. 629-681; Tittman J. Geophysical Well Logging. Orlando: Academic Press, 1986, P. 19-57. На основе этих данных производят расчет объема и водородсодержания углеводородных флюидов (газа и нефти) вдоль ствола скважины. Объем вычисляют по измеренным значениям пористости и водонасыщенности, а именно по известному значению водонасыщенности рассчитывают насыщенность углеводородных флюидов (газа и нефти), затем с использованием известного значения пористости рассчитывают долю объема, приходящегося на углеводородные флюиды. Водородсодержание углеводородных флюидов рассчитывают вычитанием из общего водородсодержания величин водородсодержания породы и пластовой воды, рассчитанных по химическому составу (как указано выше, минералогический состав предполагается известным).

С использованием уравнения состояния и в предположении гравитационного и термодинамического (химического) равновесия газовой и нефтяной фаз могут быть восстановлены их свойства вдоль скважины: а) удельное водородсодержание для отдельных фаз, б) давления в фазах.

Используя пористость, насыщенность углеводородов, суммарное водородсодержание в углеводородных флюидах и удельное водородсодержание во флюидах по отдельности, можно вычислить распределение насыщенностей газа и нефти в переходной зоне. Комбинируя это распределение с давлениями в фазах, возможно построить кривую капиллярного давления в переходной зоне.

Рассмотрим пример осуществления способа

Глубинные пробы пластовых флюидов были взяты на абсолютных отметках 3241 и 3276 метров соответственно в газовой и нефтяной части залежи. Соответствующие измеренные пластовые давления и температура указаны в Таблице 1:

Составы газа и нефти (в мольных долях) взятых проб, определенные посредством стандартных методов определения состава хроматографического и фракционного анализа (см., например, Speight J.G. Handbook of Petroleum Analysis. New York: John Wiley & Sons, 2001, P. 223-296; Speight J.G. The Chemistry and Technology of Petroleum. Boca Raton: Taylor & Francis Group, 2007, P. 177-238) приведены в Таблице 2 и на фиг. 2.

Полученные данные были использованы для настройки уравнения состояния Пенга-Робинсона, которое широко применяется для описания фазового равновесия газ - жидкость в системах углеводородов.

В результате интерпретации данных комплекса измерений вдоль ствола скважины получены следующие характеристики насыщенной породы: распределение состава породы, пористости, водонасыщенности и общего водородсодержания в абсолютных отметках. Эти параметры могут быть определены известными способами с помощью разных комбинаций методов каротажа. Например, водородсодержание можно определить по нейтронному каротажу на тепловых нейтронах, остальные параметры - по комбинации акустического, электрического и других видов радиактивного каротажа. Распределения пористости, водонасыщенности и водородсодержания представлены на фиг. 1. Водонасыщенность нужна для оценки фактического объема, приходящегося на углеводородные фазы - газ и нефть.

В силу термодинамического и гравитационного равновесия вдоль скважины внутри проницаемой породы летучести компонентов смеси меняются с глубиной по определенному закону (1), связанному с мольной массой компонента смеси mс. Используя уравнение состояния Пенга-Робинсона, можно вычислить составы углеводородных фаз - нефти и газа - на глубине h по известным данным о составе на глубине h0. Затем по известному составу и на основе условий гидростатического равновесия можно рассчитать давление в каждой фазе (нефти и газе). Расчет производится на основе следующих уравнений:

Общая плотность атомов водорода складывается из водородсодержания отдельных фаз (нефти, газа, воды) с учетом насыщенностей, пористости и литологии:

В уравнениях (1)-(4) использованы следующие обозначения: R - универсальная газовая постоянная, g - ускорение свободного падения, Т - температура, v - удельный объем, p - давление, Z1 - состав, φ - пористость, - летучесть, S - насыщенность, H - общее водородсодержание, НА - водородсодержание фазы А, NHi - количество атомов водорода в молекуле компонента i, ZAi - содержание i-го компонента в фазе А.

В результате решения уравнений (1)-(2) вычисляют составы газа и нефти вдоль скважины.

По измеренным значениям пористости и водонасыщенности можно вычислить объем, приходящийся на углеводородные фазы (нефть и газ). По измеренным значениям общего водородсодержания, пористости, водонасыщенности, водородсодержания породы (водородсодержание породы определяют путем вычислений по известной литологии и пористости: количество водорода на единицу объема скелета породы определяют по известному химическому составу, далее, с учетом известной пористости рассчитывают количество водорода на единицу объема породы) при известной литологии по уравнению (4) можно вычислить водородсодержание, приходящееся на углеводородные фазы (нефть и газ). По составу углеводородных фаз, вычисленному в зависимости от глубины вдоль скважины, вычисляют удельное водородсодержание в газе и нефти вдоль скважины (по известному химическому составу фаз вычисляется количество водорода на единицу объема в каждой фазе).

На основе вычисленного удельного водородсодержания в газе и нефти, общего водородсодержания углеводородных фаз и измеренной пористости насыщенной породы вычисляют распределение насыщенностей газа и нефти вдоль скважины (по известному суммарному количеству водорода в нефти и газе, с одной стороны, и по известным удельным значениям количества водорода в нефти и газе по отдельности, с другой стороны, легко оценить относительное объемное содержание нефти и газа в породе). На фиг. 3 приведены водонасыщенность и поровый объем, определенные из интерпретации данных исследования скважины; насыщенность нефти и газа восстановлены с использованием водородсодержания и уравнения (4) с вычислением составов фаз в переходной зоне по уравнениям (1) и (2).

Наконец, зная давления в фазах и насыщенности в зависимости от глубины, можно построить график разности давлений в фазах от насыщенности, что представляет собой кривую капиллярного давления (фиг. 4).

1. Способ определения характеристик газонефтяной переходной зоны в необсаженной скважине, пробуренной в нефтяной залежи с газовой шапкой с известным минералогическим составом слагающих пород, в соответствии с которым:
- берут по меньшей мере одну пробу пластового флюида из газовой части залежи и по меньшей мере одну пробу пластового флюида из нефтяной части залежи,
- измеряют пластовые температуру и давление в местах взятия проб пластовых флюидов,
- определяют плотности и составы взятых проб пластовых флюидов,
- используют полученные значения плотности и составов и измеренные значения давления и температуры для настройки уравнения состояния углеводородных смесей,
- измеряют пористость, водонасыщенность и общее водородсодержание насыщенной породы вдоль ствола скважины,
- по измеренным значениям пористости и водоносыщенности породы вычисляют объем углеводородных фаз,
- по измеренным значениям общего водородсодержания насыщенной породы определяют водородсодержание углеводородных фаз,
- используя уравнение состояния углеводородных смесей, вычисляют плотность и состав углеводородных фаз вдоль скважины,
- по вычисленным значениям плотности и состава углеводородных фаз вдоль скважины определяют удельное водородсодержание в газе и нефти вдоль скважины,
- на основе вычисленного удельного водородсодержания в газе и нефти, определенного водородсодержания углеводородных фаз и измеренной пористости насыщенной породы определяют распределение насыщенностей газа и нефти вдоль скважины.

2. Способ по п. 1, в соответствии с которым плотности и составы взятых проб пластовых флюидов определяют посредством хроматографического и фракционного анализа.

3. Способ по п. 1, в соответствии с которым в качестве уравнения состояния углеводородных смесей используют уравнение состояния Пенга-Робинсона.

4. Способ по п. 1, в соответствии с которым общее водородсодержание насыщенной породы вдоль ствола скважины измеряют методом нейтронного каротажа на тепловых нейтронах.

5. Способ по п. 1, в соответствии с которым пористость и водонасыщенность насыщенной породы определяют методами акустического, нейтронного и электрического каротажа.

6. Способ по п. 1, в соответствии с которым из уравнения состояния углеводородных смесей вычисляют распределение давлений в газе и нефти вдоль скважины и определяют кривую капиллярного давления на основе полученных распределений давления и насыщенностей газа и нефти вдоль скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей и их дальнейшей транспортировке по трубопроводной системе нефтесбора на территории нефтедобывающего предприятия.

Изобретение относится к средствам для исследований в скважине. Техническим результатом является повышение точности измерений в процессе бурения.

Изобретение относится к средствам оценки данных с датчиков, касающихся ремонта углеводородных скважин. Техническим результатом является улучшение операций по оценки того, надлежащим ли образом закончились операции, и улучшения безопасности персонала установки для ремонта, что в целом служит для улучшения работы установки для ремонта скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении геофизических исследований в горизонтальных и наклонно-направленных действующих нефтяных скважинах.

Изобретение относится к области геофизики, к интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ГИС) на стадиях разведки и разработки месторождений углеводородов и предназначено для обнаружения трещин.

Изобретение относится к обнаружению местоположений границ пластов на основании измерений удельного сопротивления на нескольких глубинах размещения инструмента в стволе скважины.

Изобретение относится к средствам для оптимизации газлифтных операций. Техническим результатом является повышение качества оптимизации газлифтных операций.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, а именно к способам мониторинга состояния телемеханизированных добывающих и паронагнетательных скважин, погружного оборудования на месторождении добычи сверхвязкой нефти (СВН).

Изобретение относится к области вычислительной техники, применяемой в нефтяной промышленности, а именно, к информационным системам автоматизации управления нефтедобывающего предприятия.

Изобретение относится к газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим проведение геофизических исследований и работ в действующих газовых скважинах приборами и инструментами на геофизическом кабеле.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подсчете запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений. Технический результат - подсчет запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений на основании проведения геофизических исследований существующих скважин. В способе подсчета запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений проводят геофизические исследования в существующих скважинах, проходящих через интервалы доманиковых отложений. В качестве метода геофизических исследований используют метод импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа. Для базы сравнения при определении продуктивных интервалов используют данные метода импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа скважины, перфорированной в интервале доманиковых отложений, в которой проведен гидроразрыв пласта и получен промышленный дебит нефти. Помимо метода импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа при обсчете полученных данных дополнительно используют данные прочих методов геофизических исследований. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к промысловой геофизике и может быть использовано для передачи забойной информации при бурении скважин. Техническим результатом является увеличение дальности и надежности передачи информации при бурении за счет усовершенствования его конструкции. Предложено устройство для передачи информации при бурении, содержащее блок питания, соединенный с источником высоковольтных импульсов, диэлектрическую вставку, управляемый коммутатор, выход которого соединен с колонной бурильных труб. При этом в устройство дополнительно введен модулятор колебаний, установленный на забое скважины, выполненный в виде струйного генератора, выходное сопло которого соединено с сильфоном, который связан с управляемым коммутатором, один выход которого соединен с турбобуром на забое скважины, а второй - с колонной бурильных труб. Кроме того, устройство содержит резистор, заградительный фильтр, приемное устройство, установленные на устье скважины, причем резистор соединен с выходом блока питания, второй выход которого соединен с заземлителем, заградительный фильтр соединен параллельно с резистором, а вход приемного устройства соединен с выходом заградительного фильтра. 1 ил.

Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано для исследований циркуляционных процессов в скважине. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения параметров циркуляции бурового раствора для исследования различных скважинных процессов. В способе моделирования циркуляции бурового раствора в скважине определяют свойства исследуемого бурового раствора, фиксируют промысловые значения внутреннего диаметра скважины Dc1 (м) и наружного диаметра бурильных труб dтр1 (м). Далее проводят расчет внутреннего модельного диаметра скважины Dc2 (м) для имитатора ствола скважины с выходным патрубком и наружного модельного диаметра бурильных труб dтр2 (м) для имитатора бурильной колонны модели буровой скважины, используя геометрическое подобие. Затем изготовляют имитатор ствола скважины с выходным патрубком и имитатор бурильной колонны, загружают взвешенную массу шлама в имитатор ствола скважины с выходным патрубком, устанавливают фильтрационную сетку на выходе из выходного патрубка имитатора ствола скважины. Также заполняют емкость для бурового раствора исследуемым раствором, устанавливают фактическую скважинную производительность Q1 (м3/с), определяют значения Рейнольдса для скважины Re1 и для модельной скважины Re2, на основе скорости течения в кольцевом пространстве Vк (м/с), которую выражают как отношение производительности Q (м3/с) к площади поперечного сечения кольцевого пространства скважины S (м2) и внутреннего диаметра скважины Dc (м), наружного диаметра бурильных труб dтр. (м), плотности бурового раствора ρб. р (кг/м3), динамической вязкости η (Па·c), рассчитывают число Рейнольдса Re. После чего приравняют скважинное значение Рейнольдса Re1 к модельному значению Рейнольдса Re2 и определяют модельную производительность бурового насоса Q2 (м3/с). Затем в емкость для бурового раствора погружают насос, соединенный с лабораторным автотрансформатором регулируемым, устанавливают необходимое напряжение на лабораторном автотрансформаторе регулируемом в зависимости от рассчитанного значения модельной производительности бурового насоса Q2 (м3/с). 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к способам мониторинга состояния телемеханизированных скважин, погружного оборудования на месторождении добычи нефти. Техническим результатом является появление конкретного способа контроля функционирования нефтепромысловых объектов и погружного оборудования по данным телеметрии на месторождениях добычи нефти. Способ контроля состояний телемеханизированных нефтепромысловых объектов с помощью нейросетевого анализа, заключается в подготовке данных из архива в виде n-размерных векторов состояний скважин, формировании карты Кохонена, формировании выборки данных из архива базы в виде n-размерных векторов состояний скважин. Алгоритм нейросетевого анализа использует зависимый параметр, вычисляются прогнозные значения зависимого параметра, вычисляется разница между расчетным и замеренным значениями зависимого параметра. Результаты работы алгоритма представляются в виде совместного графика двух переменных: средней дистанции между векторами входных параметров и вектором модели для каждой скважины и разницы между значениями расчетного и замеренного значения зависимого параметра для каждой скважины. 3 ил.

Изобретение относится к вибрационной технике и может быть использовано для измерения энергетических характеристик вибраций бурильных труб при бурении скважин в условиях вечной мерзлоты. Техническим результатом является повышение помехоустойчивости и обеспечение одинаковой чувствительности датчиков. Устройство содержит датчики вертикальных и горизонтальных составляющих вибраций бурильных труб, установленные на объекте и подключенные выходами к обрабатывающей и регистрирующей аппаратуре. Датчики вертикальных и горизонтальных составляющих вибраций выполнены на основе двух волоконно-оптических интерферометров Цендера-Маха, между предметной и опорной волоконными катушками которых расположены инерционные массы, подвижные соответственно вдоль вертикальной и горизонтальной осей, контактирующие с предметной и опорной катушками, механически связанные с исследуемым объектом, при этом обрабатывающая и регистрирующая аппаратура выполнена в виде компьютера. При этом предметные и опорные катушки интерферометров намотаны с натягом на боковые поверхности упругих цилиндров, соприкасающихся своими основаниями с основаниями соответствующих инерционных масс, выполненных также в виде цилиндров того же диаметра, что и упругие цилиндры, а волоконно-оптические интерферометры Цендера-Маха выполнены с одним источником когерентного излучения. 4 ил.

Изобретение относится к определению области распространения, размеров и геометрии трещин и систем трещин, образовавшихся в результате гидроразрыва пласта, конкретно относится к способу и устройству для создания микросейсмических событий внутри трещин и систем трещин. Технический результат заключается в повышении точности и безопасности определения размеров и геометрии трещин гидроразрыва. Способ картирования трещин в пределах углеводородсодержащей зоны подземного пласта, через которую проходит скважина в первом варианте содержит закачивание группы частиц центров присоединения в трещины подземного пласта. Выборочное присоединение первых реакционноспособных частиц к частицам центров присоединения. Закачивание группы первых реакционноспособных частиц в трещины. Закачивание группы вторых реакционноспособных частиц в трещины после закачивания первых реакционноспособных частиц. Вызывание в трещинах группы реакций с участием группы первых и вторых реакционноспособных частиц. Создание группы микросейсмических событий в результате реакций. Во втором варианте способ содержит закачивание группы первых реакционноспособных частиц в трещины зоны подземного пласта, закачивание группы вторых реакционноспособных частиц в трещину после закачивания первых реакционноспособных частиц. Избирательное присоединение вторых реакционноспособных частиц к первым реакционноспособным частицам. Вызывание в трещинах группы реакций с участием группы первых и вторых реакционноспособных частиц и создание группы микросейсмических событий в результате реакций. В третьем варианте способ содержит закачивание группы реакционноспособных частиц в трещины зоны подземного пласта. Причем каждая реакционноспособная частица содержит по меньшей мере два материала, изначально разделенные перегородкой. Удаление перегородки и создание группы микросейсмических событий в местах расположения в трещинах реакционноспособных частиц посредством реакции между по меньшей мере двумя материалами. 3 н. и 29 з.п. ф-лы, 20 ил.

Изобретение относится к способам определения относительной плотности нефтяных масляных фракций и может быть использовано в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Способ определения относительной плотности нефтяных масляных фракций путем определения ее цветовых характеристик, координат красного, зеленого и синего цвета. При этом координаты цвета RsRGB, GsRGB и BsRGB нефтяной масляной фракции определяются в колориметрической системе sRGB в растровом графическом редакторе по фотоизображению нефтяной масляной фракции, которое регистрируется с дневным светом в качестве источника излучения, путем помещения нефтяной масляной фракции в прозрачную кювету. При этом относительная плотность рассчитывается по формуле: где - относительная плотность нефтяной масляной фракции (при стандартной температуре образца 15°C и температуре воды 4°C), RsRGB, GsRGB, BsRGB - координаты соответственно красного, зеленого и синего цвета в колориметрической системе sRGB, определяемые по фотоизображению нефтяной масляной фракции. Техническим результатом является упрощение и повышение производительности способа определения относительной плотности ρ 4 15 (при температуре образца 15°С и температуре воды 4°С) нефтяных масляных фракций первичной переработки нефти. 1 табл.

Изобретение относится к данным об углеводородной скважине, собираемым на мобильной буровой установке. Технический результат - увеличение пропускной способности системы. Компьютерная система на мобильной буровой установке принимает через сеть запрос на данные, относящиеся к углеводородной скважине, из компьютерной системы, расположенной в первом операционном центре, работающем в режиме реального времени (ОЦРРВ). Компьютерная система буровой установки ранее через сеть передала запрошенные данные второй компьютерной системе ОЦРРВ. Компьютерная система буровой установки определяет, что первая и вторая компьютерные системы ОЦРРВ соединены сетью, пропускная способность которой больше, чем у сети, соединяющей компьютерную систему буровой установки с первой компьютерной системой ОЦРРВ. Компьютерная система буровой установки отвечает первой компьютерной системе ОЦРРВ тем, что перенаправляет первую компьютерную систему ОЦРРВ во вторую компьютерную систему ОЦРРВ, а не отправляет данные, относящиеся к углеводородной скважине, первой компьютерной системе ОЦРРВ. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области приборостроения и может быть использовано для получения информации о таянии ледника и температуре в его толще. Устройство содержит термокосу из датчиков температуры, расположенных на известном равном друг от друга расстоянии, и которые последовательно соединены между собой гибким кабелем. При этом датчики температуры и соединяющие их кабели размещены в защитном корпусе, который выполнен из полимерной оболочки, а верхний датчик температуры подключен к устройству считывания, хранения, обработки и отображения данных. Новым является то, что каждые n датчиков температуры объединены в жесткие сегменты, которые расположены друг от друга на известном одинаковом расстоянии, обеспечивающем равное расстояние между датчиками температуры. Причем жесткие сегменты связаны между собой гибкими соединениями таким образом, чтобы по мере таяния льда выступающие над поверхностью сегменты устройства складывались под действием силы тяжести. Для считывания, хранения, обработки и отображения полученных данных используют контроллер. Дополнительно устройство оборудовано приемником сигнала спутникового позиционирования для изучения движения ледника. Технический результат – расширение функциональных возможностей устройства. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к средствам для исследования подземных пластов с использованием электрических полей. Предложена система для создания или измерения электрических полей в скважине, содержащая: первый электрод, находящийся внутри скважины, имеющей ось, и имеющий электрический контакт с землей; усилитель, соединенный с первым электродом; и второй электрод, выполненный таким образом, что между первым электродом и вторым электродом создано первое электрическое поле. Причем второй электрод размещен в скважине напротив первого электрода, причем первый и второй электроды выполнены и расположены для измерения электрического поля "Ех", по существу ортогонального скважине; а усилитель выполнен с возможностью измерения этого электрического поля и передачи его значения в другое место. Кроме того, в одном из вариантов система может содержать по меньшей мере третий электрод, выполненный таким образом, что между первым электродом и третьим электродом создано второе электрическое поле, причем второй и третий электроды являются противоэлектродами, расположенными на расстоянии друг от друга и снаружи скважины, и связанный датчик, расположенный за пределами скважины, выполненный с возможностью измерения электрических полей, созданных системой в земле между первым электродом и каждым противоэлектродом. В другом варианте исполнения система содержит связанный источник, выполненный с возможностью создания электрического поля в направлении, по существу ортогональном оси скважины, измеряемого системой, причем источник расположен за пределами скважины, а первый электрод выполнен с возможностью установления электрического контакта с землей через рабочее емкостное соединение. Предложенное изобретение обеспечивает возможность создания электрических полей, направленных в ортогональном направлении относительно скважины, избегая при этом проблем, связанных с гальваническим контактом. 2 н. и 27 з.п. ф-лы, 1 табл., 12 ил.

Изобретение относится к способам геофизических исследований скважин для нефтяных залежей с газовыми шапками с известным минералогическим составом слагающих пород. Для определения характеристик газонефтяной переходной зоны берут по меньшей мере по одной пробе из газовой части и из нефтяной части залежи. Измеряют пластовые температуру и давление в местах взятия проб пластовых флюидов и определяют плотности и составы взятых проб. Полученные плотности, составы и измеренные значения давления и температуры используют для настройки уравнения состояния углеводородных смесей. Измеряют пористость, водонасыщенность и общее водородсодержание насыщенной породы вдоль ствола скважины. По измеренным значениям пористости и водонасыщенности породы вычисляют объем углеводородных фаз, а по измеренным значениям общего водородсодержания насыщенной породы определяют водородсодержание углеводородных фаз. Используя уравнение состояния углеводородных смесей, вычисляют плотность и состав углеводородных фаз вдоль скважины. По вычисленным значениям плотности и составу углеводородных фаз вдоль скважины определяют удельное водородсодержание в газе и нефти вдоль скважины. На основе определенного удельного водородсодержания, водородсодержания углеводородных фаз и измеренной пористости определяют распределение насыщенностей газа и нефти вдоль скважины. 5 з.п. ф-лы, 2 табл., 4 ил.

Наверх