Способ подготовки газодобывающей скважины для удаления жидкости



Способ подготовки газодобывающей скважины для удаления жидкости
Способ подготовки газодобывающей скважины для удаления жидкости
Способ подготовки газодобывающей скважины для удаления жидкости
Способ подготовки газодобывающей скважины для удаления жидкости

Владельцы патента RU 2562644:

Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Ямбург" (RU)

Изобретение относится к области добычи газа и, в частности, к ремонту газодобывающих скважин, из которых необходимо удалять скапливающуюся на забое жидкость - воду, газоконденсат. Техническим результатом изобретения является обеспечение безопасной эксплуатации скважин. По способу на устье скважины устанавливают противовыбросовое оборудование. Затем через него на безмуфтовой длинномерной трубе спускают в лифтовую колонну пакер-пробку, изготовленную из растворимого материала и снабженную установочной компоновкой. В лифтовую колонну подают продавочную жидкость, под давлением которой пакер-пробкой герметизируют трубное пространство лифтовой колонны. В лифтовую колонну закачивают негорючий газ для вытеснения продавочной жидкости из этой колонны. Извлекают на поверхность безмуфтовую длинномерную трубу вместе с установочной компоновкой. Спускают в лифтовую колонну до пакер-пробки на безмуфтовой длинномерной трубе хвостовик, состоящий из подвески хвостовика с разъединителем и колонны труб, диаметр которых меньше внутреннего диаметра лифтовой колонны. Затем закачивают в лифтовую колонну растворитель. После растворения пакер-пробки спускают хвостовик на необходимую глубину. В безмуфтовую длинномерную трубу спускают продавочную пробку или шар и подают продавочную жидкость до посадки продавочной пробки или шара в посадочный узел подвески хвостовика. Затем прокачкой дополнительных порций продавочной жидкости приводят в действие исполнительные механизмы подвески хвостовика и разъединителя. После этого на безмуфтовой длинномерной трубе извлекают разъединитель вместе с продавочной пробкой или шаром из скважины. Демонтируют противовыбросовое оборудование и запускают скважину в работу. 4 ил.

 

Изобретение относится к области добычи газа, в частности к ремонту газодобывающих скважин, из которых необходимо удалять скапливающуюся на забое жидкость (вода, газоконденсат).

Известен способ удаления жидкости с забоя скважины заменой лифтовой колонны на колонну меньшего диаметра / Колтюбинг. Настольная книга специалиста. Минск, «Асобны», 2006, с. 25/. Недостатком данного способа является необходимость глушения скважины, что в последующем влечет за собой проведение операций по вызову притока, а следовательно, увеличение эксплуатационных затрат.

Наиболее близким к предлагаемому является способ удаления жидкости с забоя без глушения скважины путем спуска внутрь лифтовой колонны безмуфтовой длинномерной трубы (БДТ). / Колтюбинг. Настольная книга специалиста. Минск, «Асобны», 2006, с. 27/. Недостатком способа является снижение безопасности эксплуатации скважины, так как установленная от забоя до устья БДТ не позволяет работать центральной задвижке в случае возникновения аварийной ситуации или при ремонте задвижек фонтанной арматуры.

Техническим результатом изобретения является обеспечение безопасной эксплуатации скважин.

Технический результат достигается тем, что в заявляемом способе удаления жидкости из газодобывающей скважины на устье скважины устанавливают противовыбросовое оборудование, затем через него на безмуфтовой длинномерной трубе спускают в лифтовую колонну пакер-пробку, изготовленную из растворимого материала и снабженную установочной компоновкой, подают в лифтовую колонну продавочную жидкость, под давлением которой пакер-пробка герметизирует трубное пространство лифтовой колонны, закачивают в лифтовую колонну негорючий газ для вытеснения продавочной жидкости из лифтовой колонны, извлекают на поверхность безмуфтовую длинномерную трубу вместе с установочной компоновкой, спускают в лифтовую колонну до пакер-пробки на безмуфтовой длинномерной трубе хвостовик, состоящий из подвески хвостовика с разъединителем и колонны труб, диаметр которых меньше внутреннего диаметра лифтовой колонны, затем закачивают в лифтовую колонну растворитель, после растворения пакер-пробки спускают хвостовик на необходимую глубину, в безмуфтовую длинномерную трубу спускают продавочную пробку или шар и подают продавочную жидкость до посадки продавочной пробки или шара в посадочный узел подвески хвостовика, затем прокачкой дополнительных порций продавочной жидкости приводят в действие исполнительные механизмы подвески хвостовика и разъединителя, после чего на безмуфтовой длинномерной трубе извлекают разъединитель вместе с продавочной пробкой или шаром из скважины, демонтируют противовыбросовое оборудование и запускают скважину в работу.

Реализация способа поясняется фигурами. На фиг. 1 показана скважина с размещенной в лифтовой колонне пакер-пробкой. На фиг. 4 - эта же скважина с установленным внутри лифтовой колонны хвостовиком.

Способ реализуется следующим образом.

На устье скважины 1 демонтируют часть фонтанной арматуры (ФА), установленной выше центральной задвижки 2 и крестовины 3, монтируют противовыбросовое оборудование (ПВО), включающее превентор 4 с глухими плашками, превентор 5 с трубными плашками (под трубы спускаемого хвостовика), превентор 6 с трубными плашками (под трубы БДТ), лубрикатор 7.

При закрытом превенторе 4 в лубрикатор 7 вводят пакер-пробку 8, изготовленную из растворимого материала, например из алюминиевого сплава, и снабженную установочной компоновкой 9 (фиг. 2). Установочная компоновка 9 соединена с БДТ 10, пропущенной через герметизатор 11.

Пакер-пробку 8 спускают до превентора 4, затем на лубрикатор 7 устанавливают герметизатор 11. После этого открывают превентор 4 и центральную задвижку 2 и спускают с помощью БДТ 10 пакер-пробку 8 с установочной компоновкой 9 в нижнюю часть лифтовой колонны 12.

Затем в БДТ 10 подают продавочную жидкость, под ее давлением пакер-пробка 8 герметизирует трубное пространство лифтовой колонны 12 и происходит отсоединение установочной компоновки 9.

Через задвижку 13, установленную на крестовине 3, в лифтовую колонну 12 закачивают негорючий газ, например азот, который вытесняет продавочную жидкость, оставшуюся в лифтовой колонне 12 после установки пакер-пробки 8.

Затем из скважины на БДТ 10 поднимают установочную компоновку 9, вводят ее в лубрикатор 7 и демонтируют вместе с лубрикатором 7.

На устье скважины производят сборку хвостовика, состоящего из колонны труб 14, диаметр которых меньше диаметра лифтовой колонны 12, и подвески 15 хвостовика с разъединителем 16 (фиг. 3). Разъединитель 16 соединяют с БДТ 10, пропущенной через герметизатор 11 и лубрикатор 7, и монтируют их на ПВО. Спускают хвостовик на БДТ 10 в лифтовую колонну 12 до пакер-пробки 8.

В лифтовую колонну 12 через задвижку 13 закачивают растворитель (например, раствор NaOH или HCl). После взаимодействия растворителя с пакер-пробкой 8 и ее разрушения спускают хвостовик до намеченной глубины, в БДТ 10 спускают продавочную пробку или шар и закачивают продавочную жидкость до посадки продавочной пробки или шара в посадочный узел подвески 15 хвостовика.

Затем последовательным закачиванием в БДТ 10 дополнительных порций продавочной жидкости повышают давление в БДТ 10 для последовательного срабатывания исполнительных механизмов: устройства закрепления подвески 15 хвостовика в лифтовой колонне и устройства отсоединения от подвески 15 разъединителя 16.

После этого разъединитель 16 вместе с продавочной пробкой или шаром поднимают на БДТ из скважины и вводят в лубрикатор 7. Закрывают центральную задвижку 2 и превентор 4. Отсоединяют от ПВО лубрикатор 7, извлекают разъединитель 16, демонтируют превенторы 4, 5, 6, устанавливают недостающую часть ФА и запускают скважину в работу.

Способ подготовки газодобывающей скважины для удаления жидкости, при котором на устье скважины устанавливают противовыбросовое оборудование, затем через него на безмуфтовой длинномерной трубе спускают в лифтовую колонну пакер-пробку, изготовленную из растворимого материала и снабженную установочной компоновкой, подают в лифтовую колонну продавочную жидкость, под давлением которой пакер-пробкой герметизируют трубное пространство лифтовой колонны, закачивают в лифтовую колонну негорючий газ для вытеснения продавочной жидкости из лифтовой колонны, извлекают на поверхность безмуфтовую длинномерную трубу вместе с установочной компоновкой, спускают в лифтовую колонну до пакер-пробки на безмуфтовой длинномерной трубе хвостовик, состоящий из подвески хвостовика с разъединителем и колонны труб, диаметр которых меньше внутреннего диаметра лифтовой колонны, затем закачивают в лифтовую колонну растворитель, после растворения пакер-пробки спускают хвостовик на необходимую глубину, в безмуфтовую длинномерную трубу спускают продавочную пробку или шар и подают продавочную жидкость до посадки продавочной пробки или шара в посадочный узел подвески хвостовика, затем прокачкой дополнительных порций продавочной жидкости приводят в действие исполнительные механизмы подвески хвостовика и разъединителя, после чего на безмуфтовой длинномерной трубе извлекают разъединитель вместе с продавочной пробкой или шаром из скважины, демонтируют противовыбросовое оборудование и запускают скважину в работу.



 

Похожие патенты:

Способ относится к области газодобывающей промышленности и может быть использован при разработке трудноизвлекаемых запасов газа из подземных залежей. Технический результат - повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов газа на месторождениях, залежи которых представлены неконсолидированными, заглинизированными коллекторами с высокой остаточной водонасыщенностью и низкими фильтрационно-емкостными свойствами.
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к предупреждению гидратообразования и разрушению гидратов в системах сбора газа - газосборных шлейфах газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использована на газовом промысле для автоматического управления и регулирования технологическими процессами сбора и подготовки газа к дальнему транспорту.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации горизонтальной скважины. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения полной выработки запасов нефти из продуктивного пласта независимо от величины депрессии на продуктивный пласт.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам автоматического управления технологическими процессами при эксплуатации скважин нефтегазового месторождения.

Способ относится к системам автоматического контроля работы нефтегазового оборудования и позволяет своевременно обнаруживать предаварийные ситуации, связанные с отложением гидратов в газовом оборудовании.

Изобретение относится к механизированной добыче жидкости из нефтяных скважин и может быть использовано для оптимизации технологии периодической эксплуатации скважин, дебит которых меньше минимальной допустимой подачи электроцентробежного насоса.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения характеристик буровой скважины для проведения операции бурения. Заявлены способы и системы для сбора, получения и отображения индекса азимутальной хрупкости буровой скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в добывающих скважинах для снижения давления сепарированного попутного газа в затрубном пространстве и повышения притока нефти из пласта.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для эксплуатации скважин. Способ включает добычу скважинного продукта электроцентробежным насосом (ЭЦН) и выполнение ремонтно-восстановительных работ с проведением спускоподъемных операций, промывки и шаблонирования скважины, декольматацию и ввод скважины в эксплуатацию. При нарушении герметичности эксплуатационной колонны негерметичность изолируют установкой пакера на уровне ниже интервала нарушения герметичности. Проводят обследование эксплуатационной колонны с выявлением интервала негерметичности и скреперование поверхности под пакер. На поверхности скважины выполняют монтаж внутрискважинного оборудования и по мере монтажа спускают с определенной скоростью в скважину. При этом конец силового кабеля пропускают через кабельный ввод пакера и герметично соединяют с приводом ЭЦН. К насосно-компрессорной трубе (НКТ) внутрискважинного оборудования неподвижным аксиальным соединением герметично пристыковывают пакер. На пакер навинчивают сбивной клапан, свинчивают НКТ с реперным патрубком и колонной НКТ. Колонну НКТ подгоночным патрубком на резьбе герметично закрепляют планшайбой в устье скважины и скважину вводят в рабочий режим эксплуатации постепенным увеличением частоты вращения ЭЦН под контролем параметров скважинного продукта телеметрической системой. Технический результат заключается в повышении эффективности эксплуатации скважин. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройству, используемому при свабировании в насосно-компрессорной трубе, в частности в насосно-компрессорной трубе диаметром 2 дюйма. Устройство включает металлический стержень, представляющий собой насосную штангу, головку, при помощи резьбового соединения прикрепленную к нижней части металлического стержня, манжету, установленную на металлическом стержне с возможностью перемещения вдоль его оси, шплинт, установленный в металлическом стержне и головке так, чтобы предотвращать отвинчивание головки, стопор. Стопор выполнен с возможностью закрепления в предварительно заданном месте на металлическом стержне так, чтобы обеспечивать движение манжеты в предварительно заданном диапазоне. Стопор представляет собой кольцо с трапецеидальным сечением, при этом диаметр кольца в ближней к головке части соответствует диаметру головки, и в стопоре выполнен по меньшей мере один канал для текучей среды. Повышается надежность и удобство эксплуатации свабовой мандрели. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к скважинной откачивающей системе для откачивания жидкости и способу откачки. Технический результат - упрощение устройства и способа без использования бурильных труб или колонн гибких труб. Устройство содержит насос со входом и выходом, трубопровод, имеющий жидкостное соединение с указанным выходом насоса. Имеется приводной блок, соединенный с питающим кабелем, например с кабель-тросом. Приводной блок содержит приводной вал для приведения насоса в действие. Насос представляет собой возвратно-поступательный насос, содержащий по меньшей мере один насосный блок с первым подвижным элементом для обеспечения всасывания скважинного флюида в первую камеру и вытеснения скважинного флюида из первой камеры. Устройство дополнительно содержит компенсирующее устройство. Оно имеет компенсационную камеру с компенсирующим подвижным элементом, разделяющим компенсационную камеру на первую секцию камеры и вторую секцию камеры. Первая секция камеры имеет жидкостное соединение со скважинным флюидом. Вторая камера устройства имеет жидкостное соединение со второй секцией камеры. 3 н. и 20 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в добывающих скважинах для снижения давления сепарированного попутного газа в затрубном пространстве и повышения притока нефти из пласта. Техническим результатом является обеспечение возможности откачки газа из затрубного пространства в выкидной коллектор скважины для различных способов механизированной добычи нефти. Устройство для отвода газа из затрубного пространства нефтяной скважины содержит цилиндр насоса для входа и выхода перекачиваемой жидкости, плунжер в цилиндре, обратные клапаны, расположенные по обе стороны цилиндра и сообщающие полость цилиндра с затрубным пространством скважины. Плунжер в цилиндре выполнен в виде двух поршней, соединенных штоком. Шток проходит через сальник цилиндра, по обе стороны которого к цилиндру через переключатель потока подведены линии для входа и выхода добываемой продукции. Одна из линий соединена с выкидным коллектором скважины до разрывной задвижки в коллекторе, а другая после нее. К обоим торцам цилиндра через одну пару обратных клапанов подведены газовые линии от затрубного пространства, а через другую пару клапанов торцы цилиндра соединены с выкидным коллектором после разрывной задвижки. В торцах цилиндра установлены электрические контакты, соединенные с электромагнитным приводом переключателя потока. 1 ил.

Изобретение относится к оборудованию для интеллектуальной газовой и газоконденсатной скважины, используемому в районах Крайнего Севера. Техническим результатом является повышение эксплуатационных качеств, увеличение надежности эксплуатации за счет обеспечения возможности постоянного мониторинга температуры и давления внутри скважины. Предложена интеллектуальная газовая и газоконденсатная скважина, состоящая из колонны насосно-компрессорных труб и подземного оборудования, размещенного на колонне насосно-компрессорных труб, выполненного из отдельных функциональных модулей, таких как модуль призабойный, модуль соединения трубной полости с затрубной подпакерной зоной, модуль, разделяющий затрубное пространство, модуль защитный, модуль компенсационный, модуль организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне, модуль приустьевой, каждый из которых включает функциональное оборудование по принадлежности, такое как воронку, подпакерный циркуляционный клапан, пакер, скважинную камеру, тепловой компенсатор, надпакерный циркуляционный клапан, клапан-отсекатель устьевой соответственно, и содержит вспомогательное оборудование. При этом подземное оборудование дополнительно содержит функциональный модуль, такой как измерительный модуль, размещенный между модулем организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне и модулем приустьевым. Причем измерительный модуль содержит в качестве функционального оборудования оптический датчик измерения температуры и давления, установленный в держателе и снабженный погружным оптоволоконным кабелем, закрепленным бандажными лентами на колонне насосно-компрессорных труб и на ее муфтах, выполненных с протекторами. Оптоволоконный кабель соединен посредством герметичной муфты, выполненной с уплотнительным элементом и расположенной в месте прохождения фонтанной арматуры, с устьевым оптоволоконным кабелем, который имеет возможность взаимодействия с оптоэлектронным блоком, который в свою очередь имеет возможность взаимодействия посредством беспроводной связи с автоматическим рабочим местом оператора. При этом погружной оптоволоконный кабель расположен внутри герметичной нержавеющей трубки, которая защищена оплеткой, а оптоэлектронный блок наземной системы установлен в защитный корпус, оборудованный системами отопления и кондиционирования и автономными источниками питания. 2 н.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для разработки нефтяных месторождений с обустройством нефтяных промыслов. Нефтедобывающий комплекс включает, по меньшей мере, одну добывающую и одну нагнетательную скважины, снабженные блоками телемеханической системы регулирования и учета потоков добываемой и закачиваемой жидкости с регулируемыми клапанами и датчиками контрольно-измерительных приборов (КИП), межскважинную перекачивающую станцию (МПС). Регулируемые клапаны и датчики КИП размещены в обособленных каналах, сообщающих раздельно колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пластами добывающих и нагнетательных скважин, с возможностью передачи управляющих команд и информации о технологических параметрах флюида и закачиваемой водогазовой смеси от датчиков КИП по кабелям связи на панели управления соответствующих скважин на станции управления нефтедобывающим комплексом, связанную силовыми кабелями электропитания с электроприводами глубинных насосов добывающих скважин. МПС содержит автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) добывающих скважин, распределительный коллектор (РК) нагнетательных скважин, винтовой газожидкостный, отстойные жидкостный и трехфазный газожидкостный сепараторы, последний входом соединен трубопроводом с АГЗУ и трубопроводами с колоннами НКТ добывающих скважин, снабженными газожидкостным эжектором с байпасом, сообщающимися с межтрубным пространством, а выкидами по нефти - с винтовым газожидкостным и по воде - с жидкостным отстойным сепараторами, водогазовый эжектор, соединенный с колоннами НКТ нагнетательных скважин через РК посредством трубопроводов с запорной арматурой и обратным клапаном, встроенными в трубопровод дожимными насосами с байпасом, сообщающийся с колоннами НКТ нагнетательных скважин, силовой объемный насос с частотно-регулируемым электроприводом, емкость с поверхностно-активным веществом, сообщающуюся с приемной камерой водогазового эжектора. Выкиды по нефти жидкостного отстойного и винтового газожидкостного сепараторов соединены с нефтесборником. Выкид по воде жидкостного отстойного сепаратора соединен с резервуаром воды, который сообщен с силовым насосом. Выбросы газа из трехфазного отстойного и винтового газожидкостных сепараторов соединены газопроводами с газонакопителем, последний соединен с водогазовым эжектором и хемосорбционным газоочистителем с газоперекачивающим агрегатом на производственные и социально-бытовые нужды. Технический результат заключается в повышении дебита и нефтеотдачи пластов нефтяных залежей. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к газонефтедобыче и может быть использовано на стадии эксплуатации скважин газовых и газоконденсатных месторождений для определения природы воды, поступающей в продукцию скважин. Техническим результатом изобретения является определение природы воды в продукции скважин газоконденсатных месторождений путем анализа, характеризующего непосредственно природу молекул воды изотопного состава водорода и кислорода, который не зависит от химического состава и содержания растворенных в воде компонентов. Способ характеризуется тем, что на изучаемом месторождении осуществляют отбор эталонных проб технической воды, эталонных проб конденсационной и пластовой воды из газодобывающего горизонта, осуществляют отбор проб жидкости из продукции скважин данного горизонта, в указанных пробах проводят химический анализ и анализ изотопного состава водорода и кислорода, определяют границы значений изотопного состава водорода и кислорода для эталонных проб воды и проб жидкости из продукции скважин, таблично и/или графически отображают области значений изотопного состава для эталонных проб и проб из продукции скважин, по степени сходства или совпадений указанных областей или отдельных точек судят о природе каждого типа воды в продукции скважины. 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для обоснования технологических режимов газовых промыслов, включающих системы добычи и подготовки газа к транспорту. Технический результат - увеличение объемов добычи газа за счет улучшения условий эксплуатации газовых скважин и технологического оборудования и обеспечение безопасной работы газового промысла. По способу создают газодинамическую модель системы добычи газа, объединяющую скважины с газосборной сетью промысла. В эту модель вводят результаты промысловых исследований по каждой скважине в виде зависимостей давления газа в скважинах от расхода газа. После этого модель настраивают на фактические параметры работы системы добычи газа за предыдущий период. Задают пластовое давление по каждой скважине и определяют давление на входе системы подготовки газа к транспорту при различных отборах газа с промысла в соответствии с фактическими данными предыдущего периода работы промысла. При этом определяют положение регулируемых дросселей в обвязке скважин из условия обеспечения минимальных потерь пластовой энергии при соблюдении геолого-технических ограничений для безопасной эксплуатации скважин и газосборной сети. Получают газодинамическую характеристику системы добычи газа. Создают газодинамическую модель системы подготовки газа к транспорту, объединяющую установки очистки, осушки, компримирования и внутрипромыслового транспорта газа, которую, как и предыдущую газодинамическую модель, настраивают на фактические параметры работы системы подготовки газа к транспорту за предыдущий период. Задают давление на выходе данной системы и определяют давление на ее входе при различных отборах газа с промысла, определяя положение регулирующих элементов из условия обеспечения максимальной добычи газа при минимальных потерях пластовой энергии и соблюдении геолого-технологических ограничений, обеспечивающих безопасную эксплуатацию упомянутых установок. Получают газодинамическую характеристику системы подготовки газа к транспорту, которую вместе с газодинамической характеристикой системы добычи газа представляют на одном графике. По точке пересечения кривых определяют максимальный технологический режим газового промысла. Этот режим включает давление на входе системы подготовки газа к транспорту и объем добычи газа с соответствующими им параметрами работы скважин, газосборной сети, установок очистки, осушки, компримирования, внутрипромыслового транспорта газа в период пиковых отборов газа при обеспечении безопасной эксплуатации упомянутых скважин, сетей и установок. 3 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, но может также быть использовано и в других областях, где важным показателем является движение жидких систем в пористой среде. В способе измерения реологических свойств технологических жидкостей, включающем измерение движения жидкости под действием перепада давления через канал с фиксированной геометрией из проточной ячейки, определяют изменение давления газа в газовом буфере, создающем перепад давления в измерительной ячейке. При этом в качестве канала с фиксированной геометрией используется мембрана с по меньшей мере одним отверстием, имеющим размер свободного сечения 50-2000 мкм при толщине мембраны 50-2000 мкм и отношении размера сечения мембраны к размеру свободного сечения отверстия не менее 5, с расчетом по функциональной зависимости вида: , где Kt - интегральный реологический показатель, ΔP(t) - функциональная зависимость перепада давления, Па, от времени t, с, Δt - время истечения образца, с. При этом реализуется способ на устройстве, которое содержит измерительную проточную ячейку, выполненную в виде вертикального цилиндрического резервуара, в нижней части которого размещена мембрана с по меньшей мере одним отверстием, имеющим размер свободного сечения 50-2000 мкм при толщине мембраны 50-2000 мкм и отношении размера мембраны к размеру сечения отверстия не менее 5, а верхняя часть соединена с резервуаром переменного объема, заполняемого постоянным количеством газа, выполненным в виде шприцевого насоса, снабженного манометром. Техническим результатом является повышение эффективности способа с одновременным отражением свойств жидкости в пластовых условиях. 2 н.п. ф-лы, 7 ил., 2 табл., 5 пр.,

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для интерпретации сейсмических данных. Согласно заявленному предложению вычисляют сейсмические характеристики, выбирают признаки, относящиеся к классическим элементам углеводородной системы, а именно к коллектору, литологическому экрану, ловушке, источнику, созреванию и миграции. Предпочтительно эти признаки вычисляют вдоль структурных рисунков (1) подземной области и сглаживают по меньшей мере по десяткам или сотням вокселей данных. Результирующие геологические признаки (2) используют для анализа данных на наличие элементов углеводородной системы и/или для распознавания конкретных нефтегазоносных комплексов пород, и для ранжирования и снабжения комментариями разделенных областей (3) из объема данных на основании размера, качества и достоверности при прогнозировании (5) перспективности. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 20 ил., 1 табл.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-09-10 2015-09-10T09:55:37
Наверх