Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, может применяться при разработке и эксплуатации месторождений, проектировании и создании рецептур буровых растворов и технологических жидкостей, используемых при строительстве и ремонте скважин. Достоверная оценка воздействия технологических жидкостей на изменение проницаемости горных пород позволяет получать эксплуатационные характеристики призабойной зоны, необходимые для экономически эффективной разработки месторождений углеводородов.
Известно устройство исследования нарушений продуктивных характеристик горных пород модель FDS-350, произведенное компанией VINCHI YECHNOLOGIES, Франция. Устройство позволяет выполнять следующие исследования при моделировании пластовых условий:
- определение проницаемости по жидкости;
- исследование двухфазной проницаемости в нестационарном режиме;
- статические и динамические фильтрационные испытания;
- возможность осуществления прямой и обратной фильтрации. Устройство состоит из следующих блоков:
- инжекционный двухцилиндровый насос, (BFDP350-10H) обеспечивающий закачку рабочей жидкости в поршневые контейнеры;
- контейнер поршневой, обеспечивающий инжектирование флюидов при пластовых условиях;
- контейнер для бурового раствора, оборудованный системой перемешивания при моделируемых пластовых давлении и температуре для поддержания раствора необходимой консистенции;
- кернодержатель, который позволяет размещать в нем образцы горной породы, моделировать пластовые условия, осуществлять фильтрацию углеводородов, буровых растворов и других технологических жидкостей;
- система нагрева, сформированная термошкафом, в котором располагаются керножержатель, поршневые контейнеры и контейнер для бурового раствора и гибкими нагревательными элементами, размещенными на цилиндрах насосных групп;
- система создания горного давления (гидрообжима) позволяющая создавать и поддерживать моделируемые значения горного давления в кернодержателе с помощью ручного насоса;
- регулятор обратного давления, позволяющий поддерживать поровое давление (пластовое давление) в горной породе, размещенной в фильтрационной установке;
- насос бурового раствора, обеспечивающий подачу бурового раствора в кернодержатель с горной породой;
- система измерения давления, состоящая из датчиков давления и дифференциальных датчиков давления;
- система соединительной и запорной арматуры высокого давления.
Известно другое устройство для оценки повреждения пласта вводимыми флюидами, буровыми растворами «ПИК-ОФП-FD», произведенное компанией АО «Геологика», РФ, г. Новосибирск. Особенности устройства:
- осуществление фильтрации бурового раствора через образцы керна и вдоль торца образца керна для образования кольматационной корки,
- осуществление непрерывной циркуляции фильтрата бурового раствора,
- наличие специальной системы перемешивания, предотвращающей оседание твердой фазы тестируемых растворов в пластовых условиях,
- наличие до 6 встроенных в кернодержатель портов для определения профилей перепада давления и УЭС,
- наличие емкости для кислотного состава,
- наличие регистрации данных процессов фильтрации с графическим выводом расходов флюидов, перепада давлений и данных по температуре.
Устройство состоит из следующих блоков:
- насос для подачи пластовых сред, позволяющий вести закачку рабочей жидкости в поршневые контейнеры;
- контейнер поршневой, позволяющий инжектировать флюиды при пластовых условиях;
- контейнер поршневой для кислотных составов, позволяющий инжектировать кислотные композиции при пластовых условиях;
- контейнер для подачи бурового раствора, позволяющий инжектировать буровые растворы при пластовых условиях;
- кернодержатель, позволяющий устанавливать в нем образцы горной породы, моделировать пластовые условия, осуществлять фильтрацию углеводородов, буровых растворов и других технологических жидкостей;
- система нагрева, сформированная термошкафом подкатным, в котором располагаются керножержатель, поршневые контейнеры и контейнеры для бурового раствора;
- система создания горного давления (гидрообжима), позволяющая создавать и поддерживать моделируемые значения горного давления в кернодержателе с помощью автоматизированного насоса;
- регулятор обратного давления, позволяющий поддерживать поровое давление (пластовое давление) в горной породе, установленной в фильтрационной установке;
- насос бурового раствора, обеспечивающий подачу бурового раствора в кернодержатель с горной породой;
- система измерения давления, состоящая из датчиков давления и дифференциальных датчиков давления;
- система соединительной и запорной арматуры высокого давления.
Известно устройство для оценки повреждения продуктивного пласта FDES-645, произведенное компанией Coretest System Corporation, США. Устройство позволяет выполнять следующие исследования при моделировании пластовых условий:
- осуществление фильтрации бурового раствора через образцы керна и вдоль торца образца керна для образования кольматационной корки,
- осуществление непрерывной циркуляции фильтрата бурового раствора;
- наличие до 4 встроенных в кернодержатель портов для определения профилей перепада давления и УЭС,
- наличие емкости для кислотного состава,
- наличие регистрации данных процессов фильтрации с графическим выводом расходов флюидов, перепада давлений и данных по температуре.
Устройство состоит из следующих блоков:
- насос для подачи пластовых сред, который позволяет вести закачку рабочей жидкости в поршневые контейнеры;
- контейнер поршневой, который позволяет инжектировать флюиды при пластовых условиях;
- контейнеры для подачи бурового раствора, которые позволяют инжектировать технологические жидкости при пластовых условиях;
- кернодержатель, который позволяет устанавливать образцы горной породы, моделировать пластовые условия, осуществлять фильтрацию углеводородов, буровых растворов и других технологических жидкостей;
- система нагрева, сформированная термошкафом подкатным, в котором располагаются керножержатель, поршневые контейнеры и контейнеры для бурового раствора;
- система создания горного давления (гидрообжима), которая позволяет создавать и поддерживать моделируемые значения горного давления в кернодержателе с помощью автоматизированного насоса;
- регулятор обратного давления, который позволяет поддерживать поровое давление (пластовое давление) в горной породе, установленной в фильтрационной установке;
- система измерения давления, состоящая из датчиков давления и дифференциальных датчиков низкого давления;
- система соединительной и запорной арматуры высокого давления.
Указанные выше три устройства позволяют осуществлять моделирование на подготовленных цилиндрических образцах кернового материала при создании пластовых и скважинных условиях измерение проницаемости до и послевоздействия на горную породу буровыми растворами или другими технологическими жидкостями.
Вследствие отсутствия регламентирования данных исследований на государственном уровне, лабораторные исследования проводятся по имеющимся методикам у привлекаемых исполнителей работ, которые имеют отличия:
- в подготовке образцов керна к исследованиям;
- в способах создания модели пластовых условий;
- в реализации процедуры физического моделирования процесса воздействия буровых растворов и технологических жидкостей на горную породу в процессе строительства, освоения и ремонта скважины;
- в реализации процедуры физического моделирования процесса вызова притока и очистки приствольной зоны скважины;
- в используемых средах при моделировании движения пластового флюида по поровому пространству горной породы;
- в требованиях к применяемому исследовательскому оборудованию.
Это приводит к расхождению получаемых результатов исследований разными исполнителями, отсутствию возможности их прямого сопоставления и, как следствие, к субъективности выбора буровых растворов и технологических жидкостей для применения в процессе строительства и ремонта скважин.
В таблице 1 представлена информация с сопоставлением характеристик рассмотренных лабораторных устройств.
В результате анализа представленной в таблице 1 информации со сравнительными характеристиками устройств, применяемых при выполнении лабораторных работ по оценке влияния буровых растворов и других технологических жидкостей на проницаемость горных пород, можно заключить, что каждое устройство имеет как свои достоинства, так и свои недостатки:
- по реализации прокачки в качестве пластовых сред не только жидкости, но и газа предпочтительнее использовать устройство №3, но в нем не реализовано увлажнение газа пластовой жидкостью вследствие чего при фильтрации сухого газа сквозь поровое пространство горной породы будет присутствовать эффект испарения пластовой или технологической жидкости, что будет оказывать влияние на корректность результата измерений проницаемости,
- по реализации подачи бурового раствора к торцу исследуемой породы за счет более качественного перемешивания и высокой скорости циркуляции предпочтительнее использовать устройство №1;
- по наличию метрологически аттестованной методики предпочтительнее использовать устройство №3.
Также следует отметить, что отсутствие высокопроизводительного насосного оборудования в составе рассмотренных устройств не позволит создавать достаточные величины перепада давлений для моделирования процесса освоения скважины при фильтрации газовых пластовых флюидов сквозь поровое пространство, что также не позволит получать корректные значения изменения проницаемости.
Известно устройство для определения фазовых проницаемостей и соответствующих насыщенностей образцов горных пород (патент RU 2660772 С1 от 10.07.2018) в котором предлагается конструкция, обеспечивающая устранение массопереноса между флюидами и термодинамического равновесия за счет наличия сепаратора и рециркуляции прокачиваемых через поровое пространство горной породы пластовых флюидов. Свойство указанного устройства авторынастоящего изобретения использовали по новому назначению, а именно: для устранения сушки прокачиваемым газом порового пространства остаточной воды за счет увлажнения газа пластовой водой путем применения системы увлажнения.
Заявляемое устройство для оценки изменения коэффициента проницаемости призабойной зоны пласта содержит кернодержатель с установленной в нем составной колонкой керна (цилиндрические образцы керна с близкими фильтрационно-емкостными свойствами и отобранные из одного продуктивного интервала/пласта), внутри которого созданы пластовые условия (горное и поровое давления) и осуществляется фильтрация пластовых и технологических флюидов через поровое пространство горной породы, термостат, с помощью которого создают единую зону пластовой температуры и поддерживают в процессе выполнения лабораторного моделирования значение этой пластовой температуры во всех узлах устройства, насос и поршневой контейнер для создания пластового давления в поровом пространстве горной породы со стороны «пласт», насос и поршневой контейнер для создания забойного давления в поровом пространстве горной породы со стороны «скважина», сепарационную емкость, систему подачи бурового раствора в поровое пространство горной породы со стороны «скважина», состоящую из двух поршневых контейнеров (допускается применение мембранных контейнеров) и двух насосов высокого давления, регулируемый клапан противодавления для создания значений забойного давления со стороны «скважина» при моделировании процесса освоения, измерители давления, перепада давления и температуры, а также стальные трубки, соединительную и запорную арматуру высокого давления. Устройство дополнительно содержит контейнер, в котором происходит увлажнение газового флюида пластовой жидкостью, систему подачи пластовой жидкости в указанный контейнер, состоящую из поршневого контейнера и насоса высокого давления, и компрессор высокого давления для подачи в поровое пространство горной породы газового флюида при моделировании процесса освоения скважины.
Отличие предлагаемого изобретения от известных устройств состоит в том, что в процедуре моделирования фильтрации осуществляется непрерывная организация движения потока увлажненного минерализованной водой газового флюида, которая исключает эффект испарения минерализованной воды, содержащейся в порах в остаточном количестве за счет применения в конструкции устройства контейнера, в котором происходит увлажнение газового флюида пластовой минерализованной водой, с использованием системы подачи пластовой жидкости, состоящей из поршневого контейнера и насоса высокого давления.
Дополнительное преимущество предлагаемой конструкции при моделировании процесса освоения скважины после воздействия на призабойную зону пласта буровых растворов или других технологических жидкостей состоит в замкнутости системы за счет применения компрессора высокого давления для подачи в поровое пространство горной породы газовой фазы пластового флюида без сброса его в атмосферу, тем самым обеспечивая экологичность и экономичность моделируемого процесса. Также применение данного компрессора обеспечивает высокие перепады давления, необходимые при моделировании указанного процесса освоения скважины, что существенно сказывается на итоговом результате при оценке изменения коэффициента проницаемости призабойной зоны пласта.
На рисунке изображена общая схема расположения элементов заявляемого устройства.
Условные обозначения:
1 - контейнер, в котором происходит увлажнение газового флюида пластовой минерализованной водой,
2 - система подачи пластовой минерализованной воды в контейнер 1, состоящая из поршневого контейнера и насоса высокого давления,
3 - кернодержатель с размещенными в нем цилиндрическими образцами горной породы (колонкой керна),
4 - насос для создания пластового давления со стороны «пласт»,
5 - поршневой контейнер, подающий газовый флюид со стороны «пласт»,
6 - насос для создания забойного давления со стороны «скважина»,
7 - поршневой контейнер с поступающим со стороны «скважина» газовым флюидом,
8 - насос для создания горного давления в кернодержателе,
9 - сепарационная емкость,
10 - термостат для создания единой зоны пластовой температуры,
11 - датчик измерения дифференциального давления,
12 - система поддержания пластового давления со стороны «пласт» при моделировании воздействия на поровое пространство горной породы буровым раствором, состоящая из поршневого контейнера и насоса высокого давления,
13 - система подачи бурового раствора в поровое пространство горной породы со стороны «скважина», состоящая из двух поршневых контейнеров (допускается применение мембранных контейнеров) и двух насосов высокого давления,
14 - компрессор высокого давления для подачи в поровое пространство горной породы газового флюида при моделировании процесса освоения скважины,
15 - регулируемый клапан противодавления для создания значений забойного давления со стороны «скважина» при моделировании процесса освоения скважины,
16 - 25 клапаны запорно-регулирующей арматуры высокого давления,
26 - датчик измерения давления со стороны «пласт»,
27 - датчик измерения давления со стороны «скважина»,
28 - датчик измерения пластовой температуры.
Лабораторное определение расхода увлажненной пластовой минерализованной водой газового флюида и перепада давления при организации его фильтрации сквозь поровое пространство горной породы при моделировании пластовых условий до и после воздействия на нее буровыми растворами идругими технологическими жидкостями осуществляется с помощью следующих элементов устройства:
- контейнера 1, в котором происходит увлажнение газового флюида пластовой минерализованной водой,
- системы 2, состоящей из поршневого контейнера и насоса высокого давления, для подачи в контейнер 1 пластовой минерализованной воды,
- кернодержателя 3 с размещенными в нем цилиндрическими образцами горной породы (колонкой керна),
- насоса 4 для создания пластового давления со стороны «пласт»,
- поршневого контейнера 5, подающего газовый флюид со стороны «пласт»,
- насоса 6 для создания забойного давления со стороны «скважина»,
- поршневого контейнера 7 с поступающим со стороны «скважина» газовым флюидом,
- сепарационной емкости 9,
- насоса 8 для создания горного давления в кернодержателе,
- термостата 10 для создания единой зоны пластовой температуры,
- датчика 11 измерения дифференциального давления,
- датчика 26 измерения давления со стороны «пласт»,
- датчика 27 измерения давления со стороны «скважина»,
- датчика 28 измерения пластовой температуры.
Для моделирования оценки изменения коэффициента проницаемости горной породы до и после воздействия на нее буровыми растворами или другими технологическими жидкостями и определения расхода увлажненной пластовой минерализованной водой газового флюида и перепада давления при организации его фильтрации сквозь поровое пространство горной породы выполняют с помощью предлагаемого устройства следующий порядок действий: закрыты клапаны 16, 18, 19, 22, 23, 24 открыты клапаны 17, 20, 21, 25, увлажненный пластовой минерализованной водой газовый флюид из контейнера 1 с помощью насоса 4 для создания пластового давления со стороны «пласт» и поршневого контейнера 5 подается в кернодержатель 3 с размещенными в немцилиндрическими образцами горной породы (колонкой керна), в котором с помощью насоса 8 создается горное давление. Далее газовый флюид поступает в сепарационную емкость 9, в которой с помощью поршневого контейнера 7 и насоса 6 создается моделируемое забойное давление со стороны «скважина». Движение газового флюида организовывается вышеуказанными элементами устройства за счет создаваемого перепада давления в колонке керна, подбираемого аналогично движению флюида в пласте. По показаниям датчиков давления 26 и 27 и температуры 28 контролируются создаваемые и поддерживаемые условия проведения лабораторного изучения. При этом расход увлажненного пластовой водой газового флюида при организации фильтрации сквозь поровое пространство горной породы измеряется насосом 4 для создания пластового давления со стороны «пласт», перепад давления определяется датчиком измерения дифференциального давления 11.
По завершению вышеописанной процедуры, все указанные выше задействованные элементы предлагаемого устройства останавливаются, гидравлические линии с помощью элементов 17, 20, 21, 25 запорно-регулирующей арматуры высокого давления закрываются/отсекаются, и открываются клапаны 16, 18, 19.
Для лабораторного моделирования воздействия на горную породу буровым раствором процедура осуществляется с помощью следующих элементов устройства:
- системы 12 поддержания пластового давления со стороны «пласт» при моделировании воздействия на поровое пространство горной породы буровым раствором, состоящей из поршневого контейнера и насоса высокого давления,
- кернодержателя 3 с размещенными в нем цилиндрическими образцами горной породы (колонкой керна),
- насоса 8 для создания горного давления в кернодержателе,
- системы 13 подачи бурового раствора в поровое пространство горной породы со стороны «скважина», состоящей из двух поршневых контейнеров(допускается применение мембранных контейнеров) и двух насосов высокого давления,
- термостата 10 для создания единой зоны пластовой температуры,
- датчика 26 измерения давления со стороны «пласт»,
- датчика 27 измерения давления со стороны «скважина»,
- датчика 28 измерения пластовой температуры.
Для моделирования воздействия на горную породу буровым раствором с помощью предлагаемого устройства при проведении лабораторных работ по оценке влияния буровых растворов и других технологических жидкостей на проницаемость горных пород в кернодержатель 3 с размещенными в нем цилиндрическими образцами горной породы (колонкой керна), в котором с помощью насоса 8 создается горное давление, со стороны «скважина» с помощью системы 13 осуществляется динамическая фильтрация бурового раствора (циркуляция), намыв буровой корки и инфильтрация фильтрата в поровое пространство горной породы. Динамическая фильтрация бурового раствора выполняется при давлении, аналогичном давлению, создаваемому столбом буровой жидкости в скважине при выполнении ее строительства. Система 12 обеспечивает поддержание пластового давления со стороны «пласт». По показаниям датчиков давления 26 и 27 и температуры 28 контролируются создаваемые и поддерживаемые условия проведения лабораторного изучения аналогично существующим в призабойной зоне скважины условиям, происходящим при ее строительстве или ремонте.
По завершению вышеописанной процедуры все задействованные элементы предлагаемого устройства останавливаются, гидравлические линии с помощью элементов 16, 18, 19, 21, 25 запорно-регулирующей арматуры высокого давления закрываются/отсекаются, и клапаны 17, 20, 22, 24 открываются.
Процедура моделирования освоения скважины (очистки порового пространства горной породы) после воздействия на нее буровым раствором или другой технологической жидкостью осуществляется с помощью следующих узлов устройства:
- контейнера 1, в котором происходит увлажнение газового флюида пластовой жидкостью,
- кернодержателя 3 с размещенными в нем цилиндрическими образцами горной породы (колонкой керна),
- насоса 8 для создания горного давления в кернодержателе,
- сепарационной емкости 9,
- термостата 10 для создания единой зоны пластовой температуры,
- компрессора высокого давления 14 для подачи в поровое пространство горной породы газового флюида при моделировании процесса освоения скважины,
- регулируемого клапана противодавления 15 для создания значений забойного давления со стороны «скважина»,
- датчика 26 измерения давления со стороны «пласт»,
- датчика 27 измерения давления со стороны «скважина»,
- датчика 28 измерения пластовой температуры.
Увлажненный газ из контейнера увлажнения пластовой минерализованной водой газового флюида 1 с помощью компрессора высокого давления 14 подается в кернодержатель 3 с размещенными в нем цилиндрическими образцами горной породы (колонкой керна), в котором с помощью насоса 8 создается горное давление. Выносимые фильтрующимся газом из порового пространства скважинные флюиды (буровой раствор, фильтрат бурового раствора или другая технологическая жидкость) попадают в сепарационную емкость 9, где происходит оседание жидкой и твердой фазы на ее дне, а газ далее поступает через регулируемый клапан противодавления 15 для создания значений забойного давления со стороны «скважина», на вход компрессора высокого давления 14 и далее по замкнутому циклу. Термостат 10 создает единую зону пластовой температуры. Создаваемый перепад давления при организации фильтрации газового флюида через поровое пространство горной породы моделируется при значениях, аналогичных значениям, происходящим в призабойной зоне пласта при выполнении технологической операции по освоению скважины после еестроительства или ремонта и контролируется по показаниям датчиков давления 26 и 27 и температуры 28.
Ниже приведен пример расчета коэффициента изменения проницаемости призабойной зоны пласта после воздействия на нее буровым раствором при проведении лабораторной оценки с помощью предлагаемого устройства.
Первым шагом осуществляется сбор массива исходных данных:
- о термобарических условиях залегания продуктивного пласта, типе пластового флюида и условии моделирования при вызове притока, пример которых указан в таблице 2;
- о типе, значениях расхода, забойного давления и времени воздействия буровым раствором на модель призабойной зоны пласта, пример которых указан в таблице 3.
После сбора исходных данных выполняется загрузка в предлагаемое устройство подготовленных цилиндрических образцов керна, пластового флюида, бурового раствора с последующим созданием требуемых пластовых термобарических условий (пластовое давление Рпл.=25,1 МПа, горное давление Ргорн.=43,2 МПа и пластовая температура Т=60°С). Производится стабилизация заданных параметров пластовых условий в течение минимум 10-15 часов.
Далее выполняются организация движения и измерения объемного расхода пластового флюида (увлажненного газа) Qнач. со стороны «пласт» в сторону «скважина» при условии поддержания перепада давления ΔР=0,1 МПа при длине модели 1 метр горной породы, незагрязненной буровым раствором. Измеренные данные заносят в рабочий журнал, пример которого указан в таблице 4 (перепад давления на измерительном участке составил ΔРнач.=0,020 МПа, а объемный расход керосина Qнач.=33*10-7 м3/с).
Далее выполняют моделирование загрязнения порового пространства горной породы буровым раствором при его динамическом воздействии. Движение бурового раствора осуществляют путем его подачи на торец образца керна со стороны «скважина» с созданием значения забойного давления Рзаб.=26,36 МПа, обеспечивая значение перепада давления между забойным давлением и пластовым Рзаб.-Рпл.=1,26 МПа, то есть 1,05 Рпл. при расходе Qзаб.=0,011 м3/с в течение времени воздействия t=4 часа или 14400 с.
Затем производят моделирование вызова притока и очистку призабойной зоны пласта, которые осуществляют следующим образом: со стороны «пласт» в сторону «скважина» с помощью системы создания забойного давления производится постепенное снижение величины забойного давления Рзаб. до величины 0,7Рпл., то есть до 17,57 МПа. Процесс фильтрации пластового флюида через поровое пространство горной породы со стороны «пласт» при этом осуществляется путем подачи увлажненного пластовой жидкостью газового флюида и продолжается до полного удаления корки бурового раствора, фильтрата бурового раствора или технологической жидкости из порового пространства. Процесс фильтрации выполняется до прекращения выхода загрязняющих агентов, который характеризуется стабилизацией перепада давления на измерительном участке образца горной породы, фиксируемого в процессе проведения лабораторного эксперимента, при постоянном расходе пластового флюида.
На заключительном этапе выполняют измерения объемного расхода пластового флюида Qкон. при условии поддержания перепада давления ΔР=0,1 МПа при длине модели 1 метр горной породы, загрязненной буровым раствором. Измеренные данные заносят в рабочий журнал, пример которого указан в таблице 3, (перепад давления на измерительном участке составил ΔРнач.=0,019 МПа, а объемный расход пластового флюида (Qнач.=24*10-7 м3/с).
По полученным данным с использованием зависимости (1) производится расчет коэффициента изменения проницаемости горной породы Кизмен. после воздействия бурового раствора:
Чем ниже значение коэффициента изменения проницаемости горной породы, тем меньшее загрязняющее влияние на поровое пространство горной породы оказывает исследованный буровой раствор.
| название | год | авторы | номер документа |
|---|---|---|---|
| Способ оценки изменения проницаемости призабойной зоны пласта | 2023 |
|
RU2807536C1 |
| Автоматизированная установка для исследований фильтрационных пластовых процессов | 2021 |
|
RU2775372C1 |
| Способ определения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения в низкопроницаемых образцах горных пород | 2020 |
|
RU2747948C1 |
| Способ определения комплекса петрофизических свойств образца горной породы при моделировании пластовых условий | 2021 |
|
RU2781413C1 |
| Способ определения относительных фазовых проницаемостей | 2024 |
|
RU2818048C1 |
| СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ ПАРАМЕТРОВ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ ПОД ДЕЙСТВИЕМ ЗАГРЯЗНИТЕЛЯ | 2014 |
|
RU2580177C1 |
| Установка для изучения процессов, происходящих в призабойных зонах пластов нефтяных и газовых скважин | 1981 |
|
SU1025880A1 |
| Способ определения коэффициента вытеснения нефти в масштабе пор на основе 4D-микротомографии и устройство для его реализации | 2021 |
|
RU2777702C1 |
| Фильтрационная установка для физического моделирования процессов вытеснения нефти | 2018 |
|
RU2686139C1 |
| СПОСОБ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ПОД ВОЗДЕЙСТВИЕМ БУРОВОГО РАСТВОРА | 2013 |
|
RU2525093C1 |
Изобретение относится к области лабораторного изучения изменения проницаемости (оценке повреждения пласта) горной породы при моделировании условий, происходящих при строительстве (бурении) скважин, и воздействию на ее поровое пространство буровыми растворами. Устройство содержит помещенные в термостат, с помощью которого создают единую зону пластовой температуры и поддерживают в процессе выполнения лабораторного моделирования значение этой пластовой температуры во всех узлах устройства, кернодержатель с установленной в нем составной колонкой керна, соединенный с ним насос для создания горного давления в кернодержателе, соединенные с кернодержателем со стороны «пласт» колонки керна, систему поддержания пластового давления при моделировании воздействия на поровое пространство горной породы буровым раствором, состоящую из поршневого контейнера и насоса высокого давления, насос и поршневой контейнер для создания пластового давления в поровом пространстве горной породы, которые соединены с контейнером увлажнения газового флюида пластовой жидкостью, соединенным с системой подачи пластовой жидкости, состоящей из поршневого контейнера и насоса высокого давления, которая также соединена с компрессором высокого давления для подачи в поровое пространство горной породы газового флюида при моделировании процесса освоения скважины, которая соединена с регулируемым клапаном противодавления, соединенным с сепарационной емкостью, соединенной с кернодержателем со стороны «скважина» колонки керна, которая соединена со своим насосом и поршневым контейнером для создания забойного давления в поровом пространстве горной породы, а также соединенную с кернодержателем со стороны «скважина» колонки керна систему подачи бурового раствора в поровое пространство горной породы, состоящую из двух поршневых контейнеров и двух насосов высокого давления, измеритель дифференциального давления, соединенный с кернодержателем, измерители перепада давления, выполненные с разных сторон кернодержателя, измеритель пластовой температуры, а также клапаны запорно-регулирующей арматуры высокого давления, установленные между всеми частями устройства. Техническим результатом является повышение достоверности оценки изменения проницаемости горной породы. 1 ил., 4 табл.
Устройство для оценки изменения коэффициента проницаемости призабойной зоны пласта, характеризующееся тем, что содержит помещенные в термостат, с помощью которого создают единую зону пластовой температуры и поддерживают в процессе выполнения лабораторного моделирования значение этой пластовой температуры во всех узлах устройства, кернодержатель с установленной в нем составной колонкой керна, соединенный с ним насос для создания горного давления в кернодержателе, соединенные с кернодержателем со стороны «пласт» колонки керна, систему поддержания пластового давления при моделировании воздействия на поровое пространство горной породы буровым раствором, состоящую из поршневого контейнера и насоса высокого давления, насос и поршневой контейнер для создания пластового давления в поровом пространстве горной породы, которые соединены с контейнером увлажнения газового флюида пластовой жидкостью, соединенным с системой подачи пластовой жидкости, состоящей из поршневого контейнера и насоса высокого давления, которая также соединена с компрессором высокого давления для подачи в поровое пространство горной породы газового флюида при моделировании процесса освоения скважины, которая соединена с регулируемым клапаном противодавления, соединенным с сепарационной емкостью, соединенной с кернодержателем со стороны «скважина» колонки керна, которая соединена со своим насосом и поршневым контейнером для создания забойного давления в поровом пространстве горной породы, а также соединенную с кернодержателем со стороны «скважина» колонки керна систему подачи бурового раствора в поровое пространство горной породы, состоящую из двух поршневых контейнеров и двух насосов высокого давления, измеритель дифференциального давления, соединенный с кернодержателем, измерители перепада давления, выполненные с разных сторон кернодержателя, измеритель пластовой температуры, а также клапаны запорно-регулирующей арматуры высокого давления, установленные между всеми частями устройства.
| Устройство для определения фазовых проницаемостей и соответствующих насыщенностей образцов горных пород | 2017 |
|
RU2660772C1 |
| Демонстрационный струнный осциллограф | 1956 |
|
SU108105A1 |
| Устройство для определения фазовых проницаемостей | 2016 |
|
RU2629030C1 |
| US 5086643 A, 11.02.1992 | |||
| US 5858791 A1, 12.01.1999 | |||
| CN 102809528 A, 05.12.2012. | |||
