EA201650082A1 20180131 Номер и дата охранного документа [PDF] EAPO2018\PDF/201650082 Полный текст описания [**] EA201650082 20160715 Регистрационный номер и дата заявки EAA1 Код вида документа [PDF] eaa21801 Номер бюллетеня [**] СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГИДРОПРОВОДНОСТИ ПЛАСТА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Название документа [8] E21B 49/00, [8] G01N 15/08 Индексы МПК [AZ] Алиев Тельман Аббас оглы, [AZ] Рзаев Аббас Гейдар оглы, [AZ] Расулов Сакит Рауф оглы, [AZ] Келбалиев Гудрат Исфендияр оглы Сведения об авторах [AZ] ИНСТИТУТ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ НАЦИОНАЛЬНОЙ АКАДЕМИИ НАУК АЗЕРБАЙДЖАНСКОЙ РЕСПУБЛИКИ Сведения о заявителях
 

Патентная документация ЕАПВ

 
Запрос:  ea201650082a*\id

больше ...

Термины запроса в документе

Реферат

[RU]

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к гидродинамическим методам исследования скважины и может быть использовано в определении параметров пласта-коллектора. Сущность заявляемого способа состоит в определении значения коэффициента проницаемости пласта К Φ в зависимости от забойного давления во время работы скважины, мощности пласта и вязкости нефти. Осуществляют пробный отбор нефтяной жидкости, подвергают ее сепарации от сопутствующих воды и газа и измеряют интенсивность падающего и прошедшего через слой отсепарированной нефти инфракрасного излучения. Вычисляют оптическую плотность нефти, определяют экспоненциальную зависимость коэффициента проницаемости в начальный момент времени К 0 от оптической плотности D, определяют абсолютную проницаемость К Φ и динамическую вязкость μ H нефти, находят характеризующую оптическую плотность D x и по формуле вычисляют гидропроводность пласта. Сущность изобретения состоит также и в устройстве, реализующем заявляемый способ. Технический эффект от заявляемого изобретения состоит в том, что он позволяет измерять гидропроводность нефтяного пласта без остановки работы скважины. Результаты полученных расчетов показывают, что предлагаемый способ реально отражает процессы фильтрации в нефтяном пласте.


Полный текст патента

(57) Реферат / Формула:

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к гидродинамическим методам исследования скважины и может быть использовано в определении параметров пласта-коллектора. Сущность заявляемого способа состоит в определении значения коэффициента проницаемости пласта К Φ в зависимости от забойного давления во время работы скважины, мощности пласта и вязкости нефти. Осуществляют пробный отбор нефтяной жидкости, подвергают ее сепарации от сопутствующих воды и газа и измеряют интенсивность падающего и прошедшего через слой отсепарированной нефти инфракрасного излучения. Вычисляют оптическую плотность нефти, определяют экспоненциальную зависимость коэффициента проницаемости в начальный момент времени К 0 от оптической плотности D, определяют абсолютную проницаемость К Φ и динамическую вязкость μ H нефти, находят характеризующую оптическую плотность D x и по формуле вычисляют гидропроводность пласта. Сущность изобретения состоит также и в устройстве, реализующем заявляемый способ. Технический эффект от заявляемого изобретения состоит в том, что он позволяет измерять гидропроводность нефтяного пласта без остановки работы скважины. Результаты полученных расчетов показывают, что предлагаемый способ реально отражает процессы фильтрации в нефтяном пласте.


Евразийское (21) 201650082 (13) A1
патентное
ведомство
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОЙ ЗАЯВКЕ
(43) Дата публикации заявки (51) Int. Cl. E21B 49/00 (2006.01)
2018.01.31 G01N15/08 (2006.01)
(22) Дата подачи заявки 2016.07.15
(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГИДРОПРОВОДНОСТИ ПЛАСТА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
(96) 2016/022 (AZ) 2016.07.15
(71) Заявитель: ИНСТИТУТ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ НАЦИОНАЛЬНОЙ АКАДЕМИИ НАУК АЗЕРБАЙДЖАНСКОЙ РЕСПУБЛИКИ (AZ)
(72) Изобретатель:
Алиев Тельман Аббас оглы, Рзаев Аббас Гейдар оглы, Расулов Сакит Рауф оглы, Келбалиев Гудрат Исфендияр оглы (AZ)
(57) Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к гидродинамическим методам исследования скважины и может быть использовано в определении параметров пласта-коллектора. Сущность заявляемого способа состоит в определении значения коэффициента проницаемости пласта КФ в зависимости от забойного давления во время работы скважины, мощности пласта и вязкости нефти. Осуществляют пробный отбор нефтяной жидкости, подвергают ее сепарации от сопутствующих воды и газа и измеряют интенсивность падающего и прошедшего через слой отсепа-рированной нефти инфракрасного излучения. Вычисляют оптическую плотность нефти, определяют экспоненциальную зависимость коэффициента проницаемости в начальный момент времени К0 от оптической плотности D, определяют абсолютную проницаемость КФ и динамическую вязкость Цн нефти, находят характеризующую оптическую плотность Dx и по формуле вычисляют гидропро-водность пласта. Сущность изобретения состоит также и в устройстве, реализующем заявляемый способ. Технический эффект от заявляемого изобретения состоит в том, что он позволяет измерять гидропроводность нефтяного пласта без остановки работы скважины. Результаты полученных расчетов показывают, что предлагаемый способ реально отражает процессы фильтрации в нефтяном пласте.
Е21В43/00; Е21В47/00
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГИДРОПРОВОДНОСТИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к гидродинамическим методам исследования скважины и может быть использовано в определении параметров пласта-коллектора.
Известен способ определения гидропроводности нефтяного пласта (1), заключающийся в использовании нелинейного закона фильтрации в ходе нестационарного перераспределения давления в пласте и изменения упругого запаса пласта и флюида, связанных с пуском или остановкой скважины, изменением режимов ее работы. При этом, в ходе неустановившейся фильтрации в пласте, коэффициент гидропроводности изменяется с изменением градиента давления на стенке скважины и депрессии пласта. В данном способе решают задачу определения гидропроводности пласта (ГП) по кривой восстановления забойного давления до пластового (КВД) при продолжающемся притоке жидкости после ее остановки. Условный размер возмущений области пласта от остановки скважины определяется в зависимости от логарифма функции влияния притока жидкости в скважину на распространение в пласте фронта возмущения, который имеет полиноминальную форму 6-й степени. Недостатком данного способа является то, что в нем не показано как определяется ГП по КВД.
Известен способ определения гидропроводности пласта (2), включающий остановку скважины при нижнем положении плунжера станка-качалки, отслеживание скорости восстановления забойного давления через равные интервалы времени при неустановившемся режиме фильтрации после остановки скважины, построение кривой восстановления забойного давления
до пластового в полулогарифмических координатах, которая описывается следующей формулой:
?,(0 = РК- (Рк - P0)exp(-m(/nt)n+1) где Рк - давление в контуре питания пласта;
с последующим расчетом гидропроводности по известной формуле (1).
Способ позволяет определять ГП с высокой точностью, но основным недостатком данного способа, является то, что для определения ГП скважина останавливается на определенный срок (10-15 суток), что с экономической и технической точки зрения нецелесообразно.
Наиболее близким является известный способ (3) определения ГП, при котором измеряют изменение забойного давления после остановки или пуска скважины, определяют значение коэффициента проницаемости пласта Кф в зависимости от забойного давления во время работы скважины,
измеряют мощность пласта (h) и вязкость нефти (/i#), строят кривую восстановления забойного давления (КВД) в полулогарифмических координатах, и рассчитывают значение гидропроводности нефтяного пласта по известной формуле:
_ МСф
Недостатком данного способа является то, что в большинстве случаях, особенно для малодебитных скважин, из-за ограниченной возможности математического аппарата, использованного в способе для определения гидродинамических (фильтрационных) характеристик пласта-коллектора по КВД, данный способ приводит к значительным ошибкам в определении ГП. И, кроме того, использование данного способа также возможно только при остановке работы скважины.
Задачей изобретения является разработка способа определения ГП в нормальном режиме работы скважины и создание устройства, реализующего заявляемый способ.
Сущность заявляемого способа определения гидропроводности пласта состоит в том, что определяют значение коэффициента проницаемости пласта Кф в зависимости от забойного давления во время работы скважины, измеряют мощность пласта и вязкость нефти. Осуществляют пробный отбор нефтяной жидкости, подвергают ее сепарации от сопутствующих воды и газа и измеряют интенсивность падающего и прошедшего через слой отсепарированной нефти инфракрасного излучения. Вычисляют оптическую плотность нефти, определяют экспоненциальную зависимости коэффициента проницаемости от оптической плотности D, определяют абсолютную проницаемость Кф и динамическую вязкость jUH нефти, находят характеризующую оптическую плотность Dx и по формуле:
ЬКф с ¦ hK0 ехр (- д-) gradP
^ )UH a exp(fcD)
рассчитывают значение гидропроводности нефтяного пласта, где: : f - гидропроводность пласта, сантипуаз; h - мощность (толщина) пласта, м;
а, Ъ, с - коэффициенты соответствия, которые определяются
экспериментально; К0 - значение коэффициента проницаемости в начальной период
эксплуатации, определяемое по керну; Dx - характеризующая оптическая плотность, определяемая методом
касательных к кривой экспоненциальной зависимости (Кф) от D;
grad Р - градиент давления, определяемый с учетом депрессии пласта и расстояния от контура питания до устья скважины.
В отличие от известных способов определения гидропроводности пласта, основанных на исследовании скважин при неустановившемся режиме по кривой восстановления давления, в заявляемом способе
используется совершенно новый метод гидродинамического исследования нефтяного пласта, по которому проницаемость нефтяного пласта определяют при воздействии инфракрасного излучения на нефть и выявляют зависимость коэффициента проницаемости и вязкости нефти от оптической плотности нефти.
Способ осуществляется следующим образом. Осуществляют пробный отбор нефтяной жидкости в емкость и подвергают ее сепарации от сопутствующих воды и газа. Измеряют интенсивность падающего инфракрасного излучения ]0 и излучения /, прошедшего через сосуд с нефтью, рассчитывают оптическую плотность (D) светопоглощающей среды (нефти) по известной формуле: D - lg(J0/J), Строят кривую экспоненциальной зависимости (Фиг. 1) коэффициента проницаемости в начальный момент времени К0 от оптической плотности D, по которой методом касательной находят характеризующую оптическую плотность Dx, определяют абсолютную проницаемость Кф и динамическую вязкость цн нефти по формулам:
liH~a exp(bD) ; И по известной формуле определения гидропроводности пласта :
рассчитывают гидропроводность пласта;
где: f - гидропроводность пласта, - И - мощность (толщина) пласта, м;
с учетом полученных значений абсолютной проницаемости Кф и динамической вязкости jwH нефти, по формуле :
a, b, с - коэффициент соответствия, который определяется экспериментально;
К0 - значение коэффициента проницаемости в начальной период
эксплуатации определяемая по керну,м2 Dx - характеризующая оптическая плотность, определяемая методом
касательной к кривой экспоненциальной зависимости (АГф) от D;
grad Р - градиент давления, определяемое с учетом депрессии пласта и расстояния от контура питания до устья скважины, Па/м.
Введение grad Р в предлагаемый алгоритм для определения гидропроводности пласта объясняется тем, что он непосредственно влияет на значение К. При увеличении значения grad Р кривая экспоненциальной зависимости К - D, не изменяя своего вида, смещается вверх, а при уменьшении grad Р - вниз.
grad Р = у/
где: А Р- депресия пласта;
/ - расстояние контура питания скважины до забоя, м.
Пример: а = 11,09; b = 1,4208; D = 1; К0 = 1 ¦ Ю-12 мкм2; Dx = 0,5; h = 10 м; gradP = 1,2; с = 5,18.
щ с • hK0 ехр (- gradP 5Д8 .10 .10-i2 еХр(-2) ¦ 1,2
fiH aexp(bD) 11,09 ¦ ехр(1,42ID)
_ 51,8 ¦ 0,135-1Q-12M3-1,2 _ 10"12м3 _ D* • см " 15,21-Ю-3 Па-с " 555,6 Па-с ~ 5'556~сП~
где D* = 10 12м2 - Дарси; сП - сантипуаз, Па • с - Паскал - секунд.
В связи с тем, что заявляемый способ основан на совершенно новом подходе гидродинамического исследования нефтяного пласта, при котором используют выявленную зависимость коэффициента проницаемости и
вязкости нефти от оптической плотности под воздействием на нефть инфракрасного излучения, то сущность изобретения состоит также и в устройстве, реализующим заявляемый способ и не имеющий аналога. Устройство содержит пробоотборник, расположенный на выкидной линии скважины, и, последовательно связанные с ним сепаратор, для отделения нефти от сопутствующей воды и газа, и емкость для отсепарированной нефти. По обе стороны емкости с нефтью расположены источник и приемник инфракрасного излучения, связанные с преобразователями сигналов инфракрасного излучения, выходы которых соединены с блоком управления и индикации.
Следовательно, заявляемый способ и устройство соответствует критериям "новизна" и "технический уровень".
Принципиальная блок - схема заявляемого устройства представлена на фиг.2.
Устройство содержит: 1 - пробоотборник; 2 - сепаратор; 3 и 4 - соответственно источник и приемник инфракрасного излучения; 5 - емкость для нефти; 6 и 6- преобразователи; 7 - блок управления и индикации. В устройстве используются стандартные и известные приборы, типа:
источник инфракрасного излучения - TSAL6100;
приемник инфракрасного излучения - TSOP1738;
блок усиления сигналов - AD7787 ;
микропроцессор - ATMEGA или PIC 16F877
индикатор - АЛ304 ;
шлейф - плоский ленточный кабель FRC 1-09-31 . браслет - пластиковый.
Частота источника TSAL6100 - до 300 кГц ;
Частота приемника TSOP1738 - 38 кГц (несущая частота).
Устройство работает следующим образом. Нефтяная жидкость (нефть - вода) с газом с выкидной линии 8 добывающей скважины 9 через пробоотборник 1 поступает в сепаратор 2, где отделяют воду и газ и отводят по линиям 10 и 11, а отсепарированную нефть из сепаратора подают в емкость 5 для измерения ее оптической плотности. Инфракрасное излучение ИК источника (3) проходит сквозь емкость с нефтью. Часть излучения поглощается нефтью, а проходящее излучение улавливается ИК приемником (4). На выходе ИК (4) получают сигналы, связанные с изменением интенсивности поглощаемого излучения. Измеренные значения и / через преобразователи 6 и 6' поступают в блок управления и индикации 7. В блоке управления, по измеренным и вычисленным параметрам определяют гидропроводность/ пласта -коллектора и отображают на индикаторе.
Технический эффект от заявляемого изобретения состоит в том, что он позволяет измерять гидропроводность нефтяного пласта без остановки работы скважины. Результаты полученных расчетов показывают, что предлагаемый способ реально отражает процессы фильтрации в нефтяном пласте.
Директор Института Систем управления НАНА Академик: Л
Авторы:
ЛИТЕРАТУРА
1. Пат. РФ № 2301886 17.08.2006 "Способ определения гидропроводности пласта".
2. Евразийская заявка № 201400794, 10.2015, Способ определения гидропроводности пласта.
3. Роберт Эрлагер "Гидродинамические методы исследования скважин". Москва-Ижевск, 2006, 512с. (прототип)
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
Способ определения гидропроводности нефтяного пласта, при котором определяют значение коэффициента проницаемости пласта Кф в зависимости от забойного давления во время работы скважины, измеряют мощность пласта и вязкость нефти, отличающийся тем, что осуществляют пробный отбор нефтяной жидкости, подвергают ее сепарации от сопутствующих воды и газа и измеряют интенсивность падающего /0 и прошедшего / через слой отсепарированной нефти инфракрасного излучения, вычисляют оптическую плотность нефти, строят кривую экспоненциальной зависимости коэффициента проницаемости от оптической плотности D, определяют абсолютную проницаемость Кф и динамическую вязкость цн нефти, находят характеризующую оптическую плотность Dx и по формуле:
с ¦ hK0 exp у--g-J grad Р
^ а ехр(Ы))
рассчитывают гидропроводность пласта;
где: f - гидропроводность пласта, - h - мощность (толщина) пласта, м;
а,Ь,с - коэффициент соответствия, который определяется экспериментально;
К0 - значение коэффициента проницаемости в начальной период
эксплуатации определяемая по керну,м2 Dx - характеризующая оптическая плотность, определяемая методом
касательной к кривой экспоненциальной зависимости (/Сф) от D ;
grad Р - градиент давления, определяемое с учетом депрессии пласта и расстояния от контура питания до устья скважины, Па/м
2. Устройство для осуществления способа по п.1, содержит пробоотборник, расположенный на выкидной линии скважины, и, последовательно связанные с ним сепаратор, для отделения нефти от сопутствующих воды и газа, и емкость для отсепарированной нефти, по обе стороны которой расположены источник и приемник инфракрасного излучения, связанные с преобразователями сигналов инфракрасного излучения, выходы которых соединены с блоком управления и индикации.
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГИДРОПРОВОДНОСТИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
Авторы: Алиев Т.А.
Рзаев Аб.Г. Расулов СР. Келбалиев Г.И.
ОТЧЕТ О ПАТЕНТНОМ ПОИСКЕ
(статья 15(3) ЕАПК и правило 42 Патентной инструкции к ЕАПК)
Номер евразийской заявки:
201650082
Дата подачи:
15 июля 2016 (15.07.2016) Дата испрашиваемого приоритета:
Название изобретения: Способ определения гидропроводности пласта и устройство для его осуществления
Заявитель:
ИНСТИТУТ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ НАЦИОНАЛЬНОЙ АКАДЕМИИ НАУК АЗЕРБАЙДЖАНСКОЙ РЕСПУБЛИКИ
1 1 Некоторые пункты формулы не подлежат поиску (см. раздел I дополнительного листа) I | Единство изобретения не соблюдено (см. раздел II дополнительного листа)
А. КЛАССИФИКАЦИЯ ПРЕДМЕТА ИЗОБРЕТЕНИЯ: Е21В 49/00 (2006.01)
G01N15/08 (2006.01)
Согласно Международной патентной классификации (МПК) или национальной классификации и МПК
Б. ОБЛАСТЬ ПОИСКА:
Минимум просмотренной документации (система классификации и индексы МПК) Е21В 49/00, 47/00, 47/06, G01N 15/00, 15/08
Другая проверенная документация в той мере, в какой она включена в область поиска:
В. ДОКУМЕНТЫ, СЧИТАЮЩИЕСЯ РЕЛЕВАНТНЫМИ,
Категория*
Ссылки на документы с указанием, где это возможно, релевантных частей
Относится к пункту №
ЕА 201400794 А1 (ИНСТИТУТ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ НАЦИОНАЛЬНОЙ АКАДЕМИИ НАУК АЗЕРБАЙДЖАНСКОЙ РЕСПУБЛИКИ) 30.10.2015
1-2
RU 2301886 С1 (БЕЛОВА АНАСТАСИЯ ВИКТОРОВНА) 27.06.2007
1-2
RU 2052094 С1 (ВНЕДРЕНЧЕСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНЖЕНЕРНЫЙ ЦЕНТР "НЕФТЕГАЗТЕХНОЛОГИЯ") 10.01.1996
1-2
US 2015/0233233 Al (SAUDI ARABIAN OIL COMPANY) 20.08.2015
1-2
I | последующие документы указаны в продолжении графы В
[ 1 данные о патентах-аналогах указаны в приложении
* Особые категории ссылочных документов:
"А" документ, определяющий общий уровень техники
"Е" более ранний документ, но опубликованный на дату
подачи евразийской заявки или после нее "О" документ, относящийся к устному раскрытию, экспонированию и т.д.
"Р" документ, опубликованный до даты подачи евразийской
заявки, но после даты испрашиваемого приоритета "D" документ, приведенный в евразийской заявке
If более поздний документ, опубликованный после даты приоритета и приведенный для понимания изобретения "X" документ, имеющий наиболее близкое отношение к предмету поиска, порочащий новизну или изобретательский уровень, ^взятый в отдельности
"Y" документ, имеющий наиболее близкое отношение к предмету поиска, порочащий изобретательский уровень в сочетании с другими документами той же категории
" &" документ, являющийся патентом-аналогом
"L" документ, приведенный в других целях
Дата действительного завершения патентного поиска:
22 марта 2017 (22.03.2017)
Наименование и адрес Международного поискового органа: Федеральный институт промышленной собственности
РФ, 125993.Москва, Г-59, ГСП-3, Бережковская наб., д. 30-1.Факс: (499) 243-3337, телетайп: 114818 ПОДАЧА
Уполномоченное лицо:
С^^С^-С о. В. Кишкович Телефон № (499) 240-25-91
(19)