СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ В ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩАХ Российский патент 2000 года по МПК B65G5/00 

Способ относится к области подземного хранения нефтепродуктов, в частности в каменной соли, и может быть использован для количественной оценки их естественной убыли в процессе эксплуатации подземных хранилищ (ПХ).

Известен балансовый способ определения потерь топлива в подземных хранилищах, основанный на измерении объемов закачанного и отобранного нефтепродукта и расчете потерь по их разности [1].

Основным недостатком этого способа является интегральный характер получаемой величины, автоматически включающей в себя потери в эксплуатационной скважине и в наземном комплексе ПХ.

Наиболее близким к предложенному является способ определения потерь нефтепродуктов в подземных хранилищах шахтного типа, включающий определение мощности зоны повышенной проницаемости, открытой пористости и водонасыщенности на образцах пород с последующим определением удельных потерь по графикам [2].

Однако этот способ позволяет оценить лишь первоначальные потери нефтепродукта, так как в нем не учитывается изменение мощности и фильтрационно-емкостных характеристик зоны повышенной проницаемости в период эксплуатации ПХ. Кроме того, его реализация является весьма трудоемким процессом, требующим обязательного присутствия человека в выработке.

Изобретением решается задача повышения точности определения потерь нефтепродуктов в подземных хранилищах с одновременным снижением его трудоемкости.

Для достижения указанного технико-экономического эффекта в предлагаемом способе, включающем определение мощности, открытой пористости и степени насыщенности зоны повышенной проницаемости на образцах вмещающих пород, предварительно устанавливают зависимость величины деформаций от расстояния до контура подземного хранилища, выбирают значения деформаций на участке интенсивного их изменения, нагружают образцы вмещающих пород до выбранных значений деформаций, а искомую величину потерь нефтепродукта определяют по формуле

где θ - потери нефтепродукта, т;
ρ - плотность нефтепродукта, т/м³;
n - число интервалов разбиения;
i - порядковый номер интервала разбиения;
V_i - объем породы в i-м, интервале, м³;
Δm_i - приращение открытой пористости в центре i-го интервала;
k_i - коэффициент насыщенности в центре i-го интервала.

Отличительными признаками предложенного способа являются нагружение образцов породы до заданных значений деформаций и связь потерь нефтепродукта с результатами определения параметров зоны повышенной проницаемости при этих деформациях, описываемая приведенной выше формулой. Это позволяет косвенным образом учесть реальный объем порового пространства вмещающих пород и степень его насыщенности нефтепродуктом и благодаря этому повысить точность определения потерь продукта хранения в период эксплуатации ПХ.

Предлагаемый способ поясняется чертежами, на которых изображены схема определения мощности зоны повышенной проницаемости вмещающих пород (фиг. 1) и поинтервального ее разбиения для более точного расчета потерь (фиг. 2).

Способ осуществляется следующим образом.

Отбирают определенное количество керна однородного состава и строения из материала разведочной скважины в интервале залегания рабочей толщи.

Изготавливают требуемое количество образцов цилиндрической формы с соотношением высоты и диаметра 2:1. Особое внимание при этом уделяют параллельности и чистоте обработки торцевых частей.

Экспериментально определяют по ГОСТированным методикам следующие показатели физико-механических свойств породы:
- σ_o - условно мгновенная прочность, мПа;
- σ∞i

- интенсивность касательных напряжений, соответствующая пределу длительной прочности при заданной сумме главных напряжений, мПа;
- ε∞i - интенсивность деформаций сдвига при σ_i= σ∞i и бесконечно большом значении времени t;
- G - модуль сдвига, мПа;
- K - модуль объемного сжатия, мПа;
- k - степень насыщенности ненарушенного образца нефтепродуктом;
- m_о - коэффициент открытой пористости ненарушенного образца.

Определяют мощность зоны повышенной проницаемости.

Для этого решают уравнение напряженно-деформированного состояния массива пород в окрестности ПХ [1] при ранее полученных значениях входящих параметров. Результаты расчета представляют в виде графика изменения интенсивности деформаций сдвига ε_i на расстоянии R от контура ПР вглубь породного массива (фиг. 1, правая часть).

Проводят испытания серии (не менее 5) образцов породы на одноосное сжатие при постоянных во времени, но разных по величине значениях вертикального напряжения σ₁, составляющих 0,2; 0,4; 0,6; 0,8; 0,9 от условно-мгновенной прочности σ_o. В процессе деформирования определяют вертикальные ε₁ и боковые ε₂, ε₃ деформации образцов. Опыты заканчивают при достижении заданной величины интенсивности деформаций сдвига ε_i, которую рассчитывают по формуле

Определяют степень насыщенности k_σ и коэффициент открытой пористости m_σ для каждого деформированного образца и вычисляют приращения открытой пористости Δm по разности значений
Δm = m_σ-m_o. (2)
Затем определяют характер зависимости приращения открытой пористости Δm от уровня деформирования ε_i (фиг. 1, левая часть) и совмещают с графиком ε_i-R по общей оси 0,ε_i. Проецируя минимальное значение Δm на графике ε_i-R, получают на оси абсцисс искомую мощность зоны повышенной проницаемости r.

Зону повышенной проницаемости ПР разбивают на интервалы с заданным шагом по R (фиг. 2) и общее количество потерь θ вычисляют по формуле

где θ - потери нефтепродукта, т;
ρ - плотность нефтепродукта, т/м³;
n - число интервалов разбиения;
i - порядковый номер интервала разбиения;
V_i - объем породы в i-м интервале, м³;
Δm_i - приращение открытой пористости в центре i-го интервала;
k_i - коэффициент насыщенности в центре i-го интервала.

Пример конкретного осуществления способа
В качестве конкретного примера приведем количественную оценку потерь бензина марки А-76 при длительном его хранении в подземном резервуаре N 4 комбината "Неман". Резервуар сферической формы радиусом 28,8 м и объемом 100000 м³ заложен на глубине 1000 м. Давление горных пород на этой глубине 23,5 мПа, противодавление продукта 11,8 мПа.

Вмещающей средой ПР является каменная соль. Соль светло-серая, полупрозрачная, среднезернистая, с массивной текстурой.

Уравнение состояния каменной соли принималось в соответствии со СНиП 2.11.04-85 при следующих значениях входящих в него параметров: σ∞i

= 8,57 мПа; ε∞i = 0,136; G = 936 мПа; K = 2571 мПа; n = 6; m = 14,48 мПа; c = 1,07. Распределение интенсивности сдвиговых деформаций ε_i в приконтурной области ПР определялось методом конечных элементов (фиг. 1, правая часть).

Испытания образцов на кратковременную (48 ч) ползучесть проводились на установке ПРГ 00-000 при нагрузках, составляющих 0,4; 0,6; 0,8; 0,9 от условно-мгновенной прочности σ_o= 20,2 мПа. Опыты прекращались при достижении заранее заданных значений интенсивности деформаций сдвига ε_i.
Определения коэффициентов открытой пористости деформированных образцов проводилось методом керосинонасыщения под вакуумом. Полученные приращения открытой пористости Δm наносились на график Δm-ε_i (фиг. 1, левая часть). Мощность зоны повышенной проницаемости (8,6 м) определялась путем проецирования точки пересечения графика пористости с осью 0-ε_i на график ε_i-R и далее на ось O-R (фиг. 1).

Для определения степени насыщения зоны повышенной проницаемости топливом образцы предварительно экстрагировались и насыщались бензином в условиях свободного поглощения.

При подсчете потерь зона повышенной проницаемости ПР разбивалась на подзоны с заданным интервалом (фиг. 2) и общее количество потерь рассчитывалось по формуле (3) для шаровой оболочки
θ = kρ4/3πΣ(r3L

-r3L-1)Δm_i,
где r_L - внешний радиус оболочки, м;
r_L-1 - внутренний радиус оболочки, м.

Результаты расчетов при ρ = 0,72 т/м³ и k = 0,6 приведены в таблице 1.

Реальные потери в подземном резервуаре N 4 комбината "Неман" на 1998 г., определенные балансовым методом [1] , составили 689 т. Полученная разница между расчетной и фактической величинами потерь (233 т) обусловлена локализацией бензина в "карманах" при рассольной технологии эксплуатации ПХ.

Первоначальные потери, определенные по наиболее близкому к предлагаемому способу для такого же рабочего объема ПХ, составили 178 т [2]. Таким образом, точность предлагаемого способа более чем в два раза выше, чем точность наиболее близкого. Кроме того, его использование позволяет существенно снизить трудоемкость за счет упрощения технологии и избежать присутствие человека в выработке, что крайне важно для подземных хранилищ, созданных методом растворения каменной слои через скважину.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе:
1. СНиП 2.11.04-85. Подземные хранилища нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов. Госстрой СССР, М., 1988.

2. Сохранский В.Б., Черкашенинов В.И. Подземные газонефтехранилища шахтного типа. "Недра", М., 1978, с.с. 170-171.

Изобретение относится к области подземного хранения нефтепродуктов, в частности в кaменной соли, и может быть использовано для количественной оценки их естественной убыли в процессе эксплуатации подземных хранилищ. Изобретением решается задача повышения точности определения потерь нефтепродуктов в подземных хранилищах с одновременным снижением его трудоемкости. Способ включает определение мощности, открытой пористости и степени насыщенности зоны повышенной проницаемости на образцах вмещающих пород. При этом предварительно устанавливают зависимость величины деформаций от расстояния до контура подземного хранилища, выбирают значения деформаций на участке интенсивного их изменения и нагружают образцы вмещающих пород до выбранных значений деформаций. Искомую величину потерь нефтепродукта определяют по приведенной математической зависимости. 2 ил., 1 табл.

Способ определения потерь нефтепродуктов в подземных хранилищах, включающий определение мощности, открытой пористости и степени насыщенности зоны повышенной проницаемости на образцах вмещающих пород с последующим определением потерь, отличающийся тем, что предварительно устанавливают зависимость величины деформаций от расстояния до контура подземного хранилища, выбирают значения деформаций на участке интенсивного их изменения, нагружают образцы вмещающих пород до выбранных значений деформаций, а искомую величину потерь нефтепродукта определяют по формуле

где Θ - потери нефтепродукта, т;
ρ - плотность нефтепродукта, т/м³;
n - число интервалов разбиения;
i - порядковый номер интервала разбиения;
V_i - объем породы в i-м интервале, м³;
Δm_i - приращение открытой пористости в центре i-го интервала;
k_i - коэффициент насыщенности в центре i-го интервала.