RU2167288C2 - Method of research of gas medium dynamic processes of underground gas storage - Google Patents
Method of research of gas medium dynamic processes of underground gas storage Download PDFInfo
- Publication number
- RU2167288C2 RU2167288C2 RU99113257/03A RU99113257A RU2167288C2 RU 2167288 C2 RU2167288 C2 RU 2167288C2 RU 99113257/03 A RU99113257/03 A RU 99113257/03A RU 99113257 A RU99113257 A RU 99113257A RU 2167288 C2 RU2167288 C2 RU 2167288C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- indicator
- well
- production
- wells
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации подземного хранилища газа (ПХГ), и может быть использовано при изучении флюидодинамики. The invention relates to the gas industry, in particular to the operation of an underground gas storage (UGS), and can be used in the study of fluid dynamics.
Известны способы исследования скважин, заключающиеся в закачке в скважину люминесцирующего раствора, преимущественно флуоресцеина, с последующим измерением интенсивности люминесценции по стволу скважины для целей повышения надежности обнаружения жил асбеста (см. Ферронский В.И. и др. Радиоизотопные методы исследования в инженерной геологии и гидрологии. М., Атомиздат, 1977, с. 168; а.с. СССР N 987554 от 28.07.81 г., кл. G 01 V 9/00,), представляют определенный интерес технические решения, указанные в а.с. СССР N 1639123 от 16.05.88 г. и N 1473405 от 06.07.87 г. Known methods for researching wells, which include injecting into the well a luminescent solution, mainly fluorescein, followed by measuring the intensity of luminescence along the wellbore in order to increase the reliability of detection of asbestos cores (see V. Ferronsky et al. Radioisotope research methods in engineering geology and hydrology M., Atomizdat, 1977, p. 168; USSR AS N 987554 dated July 28, 1981, class G 01
Известен способ исследования динамических процессов многопластовых нефтяных месторождений (см. а. с. СССР N 1730442 от 18.02.88 г., кл. E 21 В 47/10). По способу в нефтеносные пласты закачивают поочередно водные растворы химических компонентов, преимущественно галоидов и нитратов щелочных металлов, а по изменению их концентрации в пробах продукции скважины судят о фильтрационных характеристиках нефтеносных пластов и их относительном водном дебите. A known method for the study of the dynamic processes of multilayer oil fields (see A. and. The USSR N 1730442 from 02/18/08, class E 21 In 47/10). According to the method, alternately aqueous solutions of chemical components, mainly alkali metal halides and nitrates, are pumped into the oil reservoirs, and the filtration characteristics of the oil reservoirs and their relative water production rate are judged by the change in their concentration in the well production samples.
Недостаток указанного способа заключается в получении недостоверных данных при резкой гидрогеохимической дифференциации по разрезу и площади, а также при возможном исследовании газовых месторождений и ПХГ с активной подошвенной и краевой (законтурной) водой. Последнее обусловлено значительным разбавлением и изменением во времени и по площади химического состава пластовых вод. Невозможность исследований по известному способу в газовых скважинах связана с необходимостью глушения скважин, что приведет к значительному изменению фазовой проницаемости индикаторной жидкости и в конечном счете к искажению результатов исследований. The disadvantage of this method is to obtain inaccurate data during sharp hydrogeochemical differentiation by section and area, as well as a possible study of gas fields and underground storage facilities with active plantar and marginal (marginal) water. The latter is due to a significant dilution and change in time and area of the chemical composition of the formation water. The impossibility of research according to the known method in gas wells is associated with the need for killing wells, which will lead to a significant change in the phase permeability of the indicator fluid and ultimately to distort the research results.
Известен способ исследования динамических процессов многопластового месторождения природных газов (см. а.с. СССР N 1684491 от 30.03.89 г., кл. E 21 В 47/10). По способу вводят в пласт через нагнетательную скважину индикатор в носителе, отсутствующий в природном газе, преимущественно гелий, отбирают пробы из добывающей скважины, определяют время появления индикатора в продукции добывающей скважины, а также зависимость изменения во времени концентрации индикатора в последней и судят о сообщаемости объектов по наличию индикатора в продукции. There is a method of researching the dynamic processes of a multilayer natural gas field (see AS of the USSR N 1684491 dated 03.30.89, class E 21 B 47/10). According to the method, an indicator in the carrier, absent in natural gas, mainly helium, is introduced into the formation through the injection well, samples are taken from the production well, the time of the indicator's appearance in the production of the production well, and the time dependence of the concentration of the indicator in the latter are determined and the objects are communicated by the presence of an indicator in the product.
Недостаток указанного способа заключается в получении недостоверных данных ввиду неоднозначности интерпретации полученных результатов на многопластовых газовых месторождениях и ПХГ. Неэффективно применение известного способа одновременно в нескольких скважинах, вскрывающих один и тот же горизонт (пласт) или различные горизонты (пласты) ввиду неоднозначности интерпретации полученных результатов из-за невозможности идентификации прихода гелия от какой-либо конкретной нагнетательной скважины. Многократное применение способа на одном месторождении также невозможно из-за повышения фоновых (остаточных) содержаний гелия, волнообразного прихода индикатора со значительной временной задержкой. Невозможно применять известный способ для коллекторов трещинного типа ввиду фиксации только одного максимума прихода индикатора в продукции добывающей скважины. К тому же, способ неприменим на газовых месторождениях с высоким содержанием гелия в добываемой продукции. The disadvantage of this method is to obtain false data due to the ambiguity of the interpretation of the results obtained in multilayer gas fields and underground gas storage facilities. It is ineffective to apply the known method simultaneously in several wells that open the same horizon (layer) or different horizons (layers) due to the ambiguity in the interpretation of the results due to the impossibility of identifying the arrival of helium from any particular injection well. Repeated application of the method in one field is also impossible due to an increase in the background (residual) helium contents, a wave-like arrival of the indicator with a significant time delay. It is impossible to apply the known method for fractured reservoirs due to the fixation of only one maximum of the indicator arrival in the production of the producing well. In addition, the method is not applicable in gas fields with a high helium content in the produced products.
В качестве прототипа принят способ исследования динамических процессов газовой среды (см. патент US N 4742873, кл. E 21 В 47/10, опубл. 10.05.1988). По способу в нагнетательные скважины вводят различные индикаторы в газовом носителе, из добывающих скважин отбирают пробы и определяют концентрации индикаторов во времени в продукции добывающих скважин. As a prototype, a method for studying the dynamic processes of a gaseous medium was adopted (see US Pat. No. 4,742,873, class E 21 B 47/10, publ. 05/10/1988). According to the method, various indicators are introduced into injection wells in a gas carrier, samples are taken from production wells and the concentration of indicators over time in production of production wells is determined.
Недостаток прототипа связан с тем, что различные индикаторы могут иметь различные свойства, что вносит значительную погрешность в определение объемной картины миграции газа при эксплуатации многопластового ПХГ. The disadvantage of the prototype is due to the fact that different indicators may have different properties, which introduces a significant error in determining the volumetric picture of gas migration during operation of a multi-layer UGS facility.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему: повышается достоверность исследований за счет описания объемной картины миграции газа при эксплуатации многопластового ПХГ. The technical result that can be obtained by implementing the present invention is as follows: the reliability of studies is improved by describing the volumetric picture of gas migration during operation of a multi-layer UGS facility.
Технический результат достигается тем, что в способе исследования динамических процессов газовой среды подземного хранилища газа, основанном на введении в пласт через разные нагнетательные скважины индикаторов в газовом носителе, отборе проб из добывающих скважин и определении концентраций индикаторов во времени в продукции добывающих скважин, в период максимального давления газа выбирают центральные нагнетательные скважины, расположенные в одном или нескольких эксплуатационных горизонтах, исходя из системы расположения добывающих скважин по площади, при этом используют индикаторы нескольких цветов, а закачивают индикатор одного цвета в виде газонаполненных микрогранул со степенью дисперсности 0,5-0,6 мкм, состоящих из смеси поликонденсационной смолы и органического люминесцирующего вещества, в количестве, рассчитываемом по формуле
Mк = Vк•Cк,
где Мк - количество индикатора к-го цвета: голубого или зеленого, или желтого, или красного и т.д., введенного в центральную нагнетательную к-ю скважину, микрогранулы;
Vк - объем закачиваемого газа в центральную нагнетательную к- тую скважину, 103 м3;
Ск - расход индикатора, вводимого в газ, микрогранулы/103 м3,
а в период снижения давления до минимальной средневзвешенной по площади величине одновременно отбирают пробы газа из добывающих скважин, расположенных в одном или нескольких эксплуатационных горизонтах, и определяют изменения во времени концентрации индикаторов каждого цвета и объемной скорости газа всех добывающих скважин, находят суммарное количество индикатора каждого цвета, поступившего в каждую добывающую скважину по формуле
Miк=<Ciк><qi> (tik (2) - tik (1),
где Мiк - суммарное количество индикатора к-го цвета, поступившего в каждую i-ю добывающую скважину, при этом i - индивидуальный индекс скважины, микрогранулы;
<Сiк> - средневзвешенная по времени концентрация к-го индикатора в i-й добывающей скважине, микрогранулы/103 м3
<qi> - средневзвешенная по времени объемная скорость добываемого газа i-й скважиной, 103 м3/сут;
tik (1) - время, соответствующее началу снижения давления, сут;
tik (2) - время, соответствующее снижению давления до минимальной средневзвешенной по площади величине, сут,
а долю мигрирующего газа определяют из выражения
Дiк=Мiк/(Мк•в),
где Дiк - доля мигрирующего газа из района к-й центральной нагнетательной скважины в район i-й добывающей скважины, доли единицы;
в - коэффициент, учитывающий потери индикатора при миграции, доли единицы,
строят карты и по величине долей мигрирующего газа выявляют направления внутрипластовых и межпластовых перетоков и оконтуривают газодинамически различные зоны.The technical result is achieved in that in a method for studying the dynamic processes of a gaseous environment of an underground gas storage, based on the introduction of indicators in a gas carrier into a formation through different injection wells, sampling from production wells and determining the concentration of indicators over time in production of production wells, during gas pressure select central injection wells located in one or more production horizons, based on the location of the production x wells area, the use of the indicators of multiple colors, and one color indicator is injected in the form of gas-containing micropellets with a degree of fineness of 0.5-0.6 .mu.m, consisting of a mixture of the polycondensation resin and an organic luminescent substance in an amount calculated by the formula
M k = V k • C k ,
where M k is the amount of the indicator of the k-th color: blue or green, or yellow, or red, etc., introduced into the central injection k-th well, micro granules;
V to - the volume of injected gas into the central injection of the well, 10 3 m 3 ;
With to the flow rate of the indicator introduced into the gas, microspheres / 10 3 m 3 ,
and during the period of pressure reduction to the minimum area-weighted average, gas samples are simultaneously taken from production wells located in one or more production horizons, and the concentration changes of the indicators of each color and the volumetric gas velocity of all production wells are determined over time, the total number of indicator of each color is found entering each production well according to the formula
M iк = <C iк ><q i > (t ik (2) - t ik (1) ,
where M ik is the total amount of the indicator of the k-th color received in each i-th producing well, while i is the individual index of the well, microgranules;
<С iк > - time-weighted average concentration of the k-th indicator in the i-th producing well, micro-granules / 10 3 m 3
<q i > is the time-weighted average volumetric velocity of the produced gas by the i-th well, 10 3 m 3 / day;
t ik (1) is the time corresponding to the beginning of the decrease in pressure, days;
t ik (2) is the time corresponding to a decrease in pressure to the minimum area-weighted average value, days,
and the proportion of migratory gas is determined from the expression
D ik = M ik / (M to • in),
where Д iк - the proportion of migrating gas from the region of the k-th central injection well to the region of the i-th producing well, fractions of a unit;
in - coefficient taking into account the indicator loss during migration, a fraction of a unit,
they build maps and, by the magnitude of the shares of the migrating gas, identify the directions of in-situ and inter-layer flows and outline gasdynamically different zones.
В индикаторе голубого цвета используют органическое люминесцентное вещество на основе диксантилена, общей формулы: C26H16O2, по ТУ 6-09-1964-77, в индикаторе зеленого цвета - флуоресцеин (резорцинфталеин), общей формулы: C20H12O5, по ТУ 6-09-2464-77 (ТУ 7П35-72), в индикаторе желтого цвета - родамин Ж по ТУ 6-09-2463- 77, в индикаторе красного цвета - родамин 200 В, общей формул: C27H29N2NaO7S2, по ТУ 6-09-07-67-73. В качестве поликонденсационной смолы используют меламино-формальдегидную смолу: мелалит К-79-79 (ВТУ МХП М-733-56) или меламино-мочевиноформальдегидную смолу марки ВЭИ-11 (ВТУ 4107-53 и ТУ МХП М-692-56).The blue indicator uses an organic luminescent substance based on dixanthylene, of the general formula: C 26 H 16 O 2 , according to TU 6-09-1964-77, the green indicator uses fluorescein (resorcinophthalein), of the general formula: C 20 H 12 O 5 , according to TU 6-09-2464-77 (TU 7P35-72), in the yellow indicator - rhodamine Ж according to TU 6-09-2463- 77, in the red indicator - rhodamine 200 V, of the general formula: C 27 H 29 N 2 NaO 7 S 2 , according to TU 6-09-07-67-73. As a polycondensation resin, melamine-formaldehyde resin is used: K-79-79 melalit (VTU MHP M-733-56) or VEI-11 melamine-urea-formaldehyde resin (VTU 4107-53 and TU MHP M-692-56).
На фиг. 1-3 приведены схемы расположения центральных нагнетательных и добывающих скважин и карты долей мигрирующего газа на примере Степновского ПХГ. In FIG. Figure 1-3 shows the location patterns of the central injection and production wells and maps of the shares of the migrating gas using the Stepnovsky UGS facility as an example.
Использование индикаторов нескольких цветов позволяет одновременно проводить закачивание индикаторов в разные скважины и однозначно определять в количественном выражении, из какой центральной нагнетательной скважины мигрировал индикатор. Использование индикатора только одного цвета невозможно (бесперспективно), т. к. приводит к неоднозначности конечных интерпретационных результатов. Закачивание индикатора одного цвета в каждую центральную нагнетательную скважину обусловлено наибольшим охватом фонда исследуемых скважин, что позволяет получить в конечном итоге более адекватную объемную картину миграционных процессов как внутри газонасыщенной части ПХГ в одном горизонте, так и между различными горизонтами. The use of indicators of several colors makes it possible to simultaneously pump indicators into different wells and uniquely determine in quantitative terms from which central injection well the indicator migrated. Using an indicator of only one color is impossible (unpromising), because it leads to ambiguity in the final interpretative results. The injection of a single color indicator into each central injection well is due to the largest coverage of the well stock under study, which ultimately allows a more adequate three-dimensional picture of the migration processes both inside the gas-saturated part of the underground gas storage in one horizon and between different horizons.
Седиментационная устойчивость индикатора достигается малым размером и небольшой плотностью газонаполненных микрогранул. На основании опытных данных исходили из условий, что при размере микрогранул менее 1 мкм последние ведут себя как макромолекулы, на динамику которых существенное влияние оказывает броуновское движение. The sedimentation stability of the indicator is achieved by the small size and low density of gas-filled microspheres. Based on the experimental data, it was assumed that, with the size of microspheres less than 1 μm, the latter behave like macromolecules, the dynamics of which are significantly influenced by Brownian motion.
Применение газонаполненных микрогранул со степенью дисперсности менее 0,5 мкм нецелесообразно по целому ряду причин: невозможность задержания микрогранул на поверхности мелкопористого фильтра для просчитывания под люминесцентным микроскопом; происходит резкое увеличение затрат энергии и времени, что сильно влияет на стоимость индикатора. The use of gas-filled microspheres with a degree of dispersion of less than 0.5 microns is impractical for a number of reasons: the impossibility of retaining microspheres on the surface of a finely porous filter for counting under a luminescent microscope; there is a sharp increase in energy and time costs, which greatly affects the cost of the indicator.
Применение газонаполненных микрогранул со степенью дисперсности более 0,6 мкм нецелесообразно ввиду резкого уменьшения седиментационной устойчивости индикатора. The use of gas-filled microspheres with a degree of dispersion of more than 0.6 μm is impractical due to a sharp decrease in the sedimentation stability of the indicator.
Представленные в заявляемом техническом решении математические формулы выведены с учетом материального баланса индикаторов, вводимых в центральные нагнетательные скважины с последующей фиксацией его остаточных концентраций в продукции добывающих скважин. The mathematical formulas presented in the claimed technical solution are derived taking into account the material balance of the indicators introduced into the central injection wells with subsequent fixation of its residual concentrations in the production of producing wells.
По имеющимся источникам информации (патентной документации и научно-технической литературы) не выявлены способы исследования динамических процессов газовой среды по заявляемому нами техническому результату, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения. Заявляемое техническое решение обладает изобретательским уровнем. According to available sources of information (patent documentation and scientific and technical literature), no methods for studying the dynamic processes of the gas medium according to the claimed technical result, which coincide with the distinguishing features of the invention, have been identified. The claimed technical solution has an inventive step.
Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующим примером:
1. Приготовление газонаполненных микрогранул.In more detail, the essence of the claimed invention is described by the following example:
1. Preparation of gas-filled microbeads.
Поликонденсационную смолу: меламино- формальдегидную или меламино-мочевино-формальдегидную (действие в составе идентичное) смешивают с ацетоном и органическим люминесцирующим веществом: или диксантиленом (голубым), или флуоресцеином (зеленым), или родамином Ж (желтым) или родамином 200 В (красным) в соотношении мас.ч., равном 1: 1: 0,1 соответственно, до образования однородной массы. Смесь загружают в камеру прибора ГНФ-1 (конструкция ВНИГНИ) и повышают давление до 0,5 MПa закачиванием водорода. Постоянно перемешивают смесь в течение 2 ч. Затем резко снижают давление до 0,2 МПа и прокачивают воздух до отвердения смолы (24 ч). Полученную твердую массу измельчают на шаровой мельнице (LE-101/1 Венгрия) и просеивают до фракции не более 2 мм. Порошок смешивают с раствором аммиака и анионогенным ПАВ марки "Кристалл" в соотношении мас. ч., равном 1:0,6:0,05 соответственно. Далее производят помол на шаровой мельнице (LE-101/1, Венгрия) до 48 ч, обеспечивая степень дисперсности частиц 0,5-0,6 мкм. Polycondensation resin: melamine-formaldehyde or melamine-urea-formaldehyde (the composition is identical) is mixed with acetone and an organic luminescent substance: either dixanthylene (blue), or fluorescein (green), or rhodamine F (yellow) or rhodamine 200 V (red ) in the ratio of parts by weight, equal to 1: 1: 0.1, respectively, until a homogeneous mass is formed. The mixture is loaded into the chamber of the GNF-1 device (VNIGNI design) and the pressure is increased to 0.5 MPa by injection of hydrogen. The mixture is constantly stirred for 2 hours. Then, the pressure is sharply reduced to 0.2 MPa and air is pumped until the resin hardens (24 hours). The resulting solid mass is ground in a ball mill (LE-101/1 Hungary) and sieved to a fraction of not more than 2 mm. The powder is mixed with a solution of ammonia and anionic surfactants brand "Crystal" in the ratio of wt. hours equal to 1: 0.6: 0.05, respectively. Next, grinding is done in a ball mill (LE-101/1, Hungary) for up to 48 hours, providing a degree of dispersion of particles of 0.5-0.6 microns.
Состав микрогранул, об%:
Водород - 75
Смесь поликонденсационной смолы и органического люминесцирующего вещества - 25
Осредненная плотность микрогранул - 100 кг/м3
Форма микрогранул близка к шарообразной.The composition of the microgranules, vol%:
Hydrogen - 75
A mixture of polycondensation resin and an organic luminescent substance - 25
The average density of microbeads is 100 kg / m 3
The shape of the microbeads is close to spherical.
2. Исследование динамических процессов газовой среды на Степновском ПХГ. 2. The study of the dynamic processes of the gaseous medium at the Stepnovsky UGS facility.
Степновское ПХГ (Саратовская область) было создано в 1973 г. в двух пластах среднедевонского возраста (Д2 IV и Д2 V). В период максимального давления газа по пласту Д2 IV - 14,60 МПа, Д2 V - 17,20 МПа, исходя из системы расположения добывающих скважин по площади - четырехточечной неравномерной, выбирают четыре центральные нагнетательные скважины, расположенные в двух эксплуатационных горизонтах: скважины N 1, 2 - пласт Д2 IV (см. фиг. 1, на которой представлена схема расположения центральных нагнетательных и добывающих скважин, а также карта долей мигрирующего газа по площади пласта Д2 IV) и скважины N 3,4 - пласт Д2 V (см. фиг. 2, на которой представлена схема расположения центральных нагнетательных и добывающих скважин, а также карта долей мигрирующего газа по площади пласта Д2 V). Закачивают в каждую из них индикаторы. В качестве носителя индикаторов используют газ, закачиваемый в ПХГ из магистрального газопровода. Для удобства сведения по каждой центральной нагнетательной скважине представлены в табл. 1.Stepnovskoye UGS (Saratov Region) was created in 1973 in two strata of the Middle Devonian age (D 2 IV and D 2 V). During the period of maximum gas pressure in the reservoir D 2 IV - 14.60 MPa, D 2 V - 17.20 MPa, based on the location of production wells by area — four-point non-uniform, four central injection wells located in two production horizons are selected:
Количество индикатора каждого цвета одинаково и рассчитывается следующим образом:
например, для скважины N 1
M1 = 50•2•1013 = 1 • 1015 микрогранул.The number of indicators of each color is the same and is calculated as follows:
for example, for
M 1 = 50 • 2 • 10 13 = 1 • 10 15 microgranules.
Далее в период снижения давления до минимальной средневзвешенной по площади величине по пласту Д2 IV - 9,26 МПа, пласту Д2 V - 10,80 МПа одновременно ежесуточно отбирают пробы газа из добывающих скважин. Для пласта Д2 IV в течение 120 суток по скважинам N 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, для Д2 V в течение 150 суток по скважинам N 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19. Для удобства данные о доле мигрирующего газа с индикатором по каждой добывающей скважине сведены в табл. 2.Further, in the period of pressure reduction to the minimum area-weighted average for the D 2 IV formation - 9.26 MPa, D 2 V formation - 10.80 MPa, gas samples are simultaneously taken from production wells daily. For reservoir D 2 IV within 120 days for
Пробы газа отбирают, пропуская через мелкопористый фильтр с клейкой поверхностью "Владипор". Объем профильтрованного газа определяют через расход газа, замеренного газовым счетчиком, за определенный промежуток времени. На мелкопористом фильтре проводят количественное определение микрогранул индикатора каждого цвета с помощью люминесцентного микроскопа "Люмам-Р2". Gas samples are taken by passing through a fine-porous filter with an adhesive surface "Vladipor". The volume of filtered gas is determined through the flow rate of gas measured by a gas meter for a certain period of time. On a fine-porous filter, the microgranules of the indicator of each color are quantified using a Lumam-P2 luminescent microscope.
Идентификацию индикаторов проводят по пяти параметрам: 1) цвету микрогранул, 2) форме микрогранул, 3) характеру поверхности микрогранул, 4) интенсивности свечения, 5) размеру микрогранул. В наиболее сложных случаях применяют количественную флюориметрию, реализуемую с помощью люминесцентно-микроскопической насадки ФМЭЛ-1А, при этом, в качестве спектроанализатора используют фотомножитель ФЭУ-79 с набором интерференционных светофильтров СС 15, КС 11, ОС 11, НС 10, ЗС 12, 3С 1, УФС 6-3, УФС 6-5, ФС 1-1, ФС 1-2, ФС 1-4, ФС 1-6, СС 15-2, СС 15-4, С3С 24-4, СЗС 21-2. В качестве источника ультрафиолетового излучения используют ртутную лампу СВДШ-250. Indicators are identified by five parameters: 1) the color of the microgranules, 2) the shape of the microgranules, 3) the nature of the surface of the microgranules, 4) the intensity of the glow, 5) the size of the microgranules. In the most difficult cases, quantitative fluorimetry is used, which is realized using a fluorescent microscopic nozzle FMEL-1A, while an FEU-79 photomultiplier with a set of
Средневзвешенную по времени концентрацию к-го индикатора в i-й добывающей скважине определяют как
где Cikj -концентрация к-го индикатора в j-й пробе газа из i-й добывающей скважины, отобранной в момент временит 
Δtj - интервал времени, через который производился отбор j- той пробы газа, сут;
N - общее количество отобранных проб газа за промежуток времени (tiк (2) - tiк (1)), шт.The time-weighted concentration of the k-th indicator in the i-th production well is determined as
where C ikj is the concentration of the k-th indicator in the j-th gas sample from the i-th production well, taken at time
Δt j is the time interval through which the j-th gas sample was taken, days;
N is the total number of gas samples taken over a period of time ( tik (2) - tik (1) ), pcs.
Средневзвешенную по времени объемную скорость добываемого газа i-й скважиной определяют как
где qi - объемная скорость добываемого газа j-й скважиной в момент времени
Далее приводим необходимые расчеты для определения доли мигрирующего газа выборочно для добывающих скважин N 5, 11, 13, 19, 6.The time-weighted volumetric velocity of the produced gas by the i-th well is determined as
where q i is the volumetric velocity of the produced gas by the jth well at time
Next, we present the necessary calculations to determine the proportion of migratory gas selectively for producing
Скважина N 5
Средневзвешенная по времени концентрация индикатора красного цвета (шифр 1) составит
Средневзвешенная по времени объемная скорость газа равна
Суммарное количество индикатора красного цвета, поступившего в эту скважину, составит
M5,1 = 2,777 • 107 • 450 • 120 = 1,5 • 1012 микрогранул.Well
The time-weighted average concentration of the red indicator (code 1) will be
The time-weighted average volumetric gas velocity is
The total amount of red indicator that entered this well will be
M 5.1 = 2.777 • 10 7 • 450 • 120 = 1.5 • 10 12 microgranules.
Доля мигрировавшего газа из района скважины N 1 в район скважины N 5 равна
Д5,1=1,5•1012/(10-2•1015)=0,15.The proportion of migrated gas from the area of
D 5.1 = 1.5 • 10 12 / (10 -2 • 10 15 ) = 0.15.
Скважина N 11
Средневзвешенная по времени концентрация индикатора зеленого цвета (шифр 2) составит
Средневзвешенная по времени объемная скорость газа равна
Суммарное количество индикатора зеленого цвета, поступившего в скважину N 11, составило
М11,2 = 2,469•107•270•120 = 8•1011микрогранул.Well
The time-weighted average concentration of the green indicator (code 2) will be
The time-weighted average volumetric gas velocity is
The total amount of the green indicator received in the
M 11.2 = 2.469 • 10 7 • 270 • 120 = 8 • 10 11 microgranules.
Доля мигрировавшего газа из района скважины N 2 в район скважины N 11 равна
Д11,2= 8•1011/(10-2•1015)=0,08.The proportion of migrated gas from the area of
D 11.2 = 8 • 10 11 / (10 -2 • 10 15 ) = 0.08.
Скважина N 13
Средневзвешенная по времени концентрация индикатора желтого цвета (шифр 3) в этой скважине составит
Средневзвешенная по времени объемная скорость газа равна
Суммарное количество индикатора желтого цвета, поступившего в скважину N13, составило
М13,3 = 3,41•106•195•150 = 1011 микрогранул.Well
The time-weighted yellow indicator concentration (code 3) in this well will be
The time-weighted average volumetric gas velocity is
The total amount of yellow indicator that entered the well N13 amounted to
M 13.3 = 3.41 • 10 6 • 195 • 150 = 10 11 microgranules.
Доля мигрировавшего газа из района скважины N 3 в район скважины N 13 равна
Д13,3 = 1011/(10-2•1015) = 0,01.The proportion of migrated gas from the area of
D 13.3 = 10 11 / (10 -2 • 10 15 ) = 0.01.
Скважина N 19
Средневзвешенная по времени концентрация индикатора голубого цвета (шифр 4) в этой скважине составит
Средневзвешенная по времени объемная скорость газа равна
Суммарное количество индикатора голубого цвета, поступившего в скважину N 19, составило
M19,4 = 1,025•107•390•150 = 6•1011 микрогранул.Well
The time-weighted concentration of the blue indicator (code 4) in this well will be
The time-weighted average volumetric gas velocity is
The total number of blue indicator received in the
M 19.4 = 1.025 • 10 7 • 390 • 150 = 6 • 10 11 microgranules.
Доля мигрированного газа из района скважины N 4 в район скважины N 19 равна
Д19,4 = 6•1011/(10-2•1015) = 0,06.The proportion of migrated gas from the area of
D 19.4 = 6 • 10 11 / (10 -2 • 10 15 ) = 0.06.
Скважина N 6
Средневзвешенная по времени концентрация индикатора красного цвета (шифр 1) составит
Средневзвешенная по времени объемная скорость газа равна
Суммарное количество индикатора красного цвета (шифр 1), поступившего в район скважины N 6 из района скважины N 1, составило
M6,1 = 1,542•107•270•120 = 5,0•1011 микрогранул.Well
The time-weighted average concentration of the red indicator (code 1) will be
The time-weighted average volumetric gas velocity is
The total number of red indicator (code 1) received in the area of
M 6.1 = 1.542 • 10 7 • 270 • 120 = 5.0 • 10 11 microgranules.
Доля мигрировавшего газа из района скважины N 1 в район скважины N 6 равна
Д6,1 = 5,0•1011/(10-2•1015) = 0,05.The proportion of migrated gas from the area of
D 6.1 = 5.0 • 10 11 / (10 -2 • 10 15 ) = 0.05.
Средневзвешенная по времени концентрация индикатора желтого цвета (шифр 3) в этой скважине составит
Средневзвешенная по времени объемная скорость газа равна
Суммарное количество индикатора желтого цвета, поступившего в район скважины N 6 из района скважины N 3, составило
М6,3 = 3,0 •105•270•120 = 9,72•109 микрогранул.The time-weighted yellow indicator concentration (code 3) in this well will be
The time-weighted average volumetric gas velocity is
The total amount of the yellow indicator received in the area of
M 6.3 = 3.0 • 10 5 • 270 • 120 = 9.72 • 10 9 microgranules.
Доля мигрированного газа из района скважины N 3 в район скважины N 6 равна
Д6,3 = 9,72•109/(10-2•1015) = 0,000972 ≈ 0,001.The proportion of migrated gas from the area of
D 6.3 = 9.72 • 10 9 / (10 -2 • 10 15 ) = 0.000972 ≈ 0.001.
Выводы о флюидодинамике пласта Д2 IV
Индикатор красного цвета зафиксирован в пробах, отобранных из добывающих скважин N 5, 6, и не установлен в пробах, отобранных из близрасположенных добывающих скважин N 7, 8, 9.Conclusions about the fluid dynamics of the reservoir D 2 IV
The red indicator is fixed in samples taken from
Индикатор зеленого цвета зафиксирован в пробах, отобранных из добывающих скважин N 8, 9, 10, 11, и не установлен в пробах, отобранных из добывающих скважин N 5, 6, 7. The green indicator is fixed in samples taken from
По отсутствию в продукции добывающей скважины N 7 индикаторов красного и зеленого цветов можно сделать вывод о том, что район скважины N 7 представляет собой газодинамически изолированную зону I. Так как индикатор красного цвета не выявлен в продукции скважин N 8 и 9 и индикатор зеленого цвета не зафиксирован в продукции добывающих скважин N 5 и 6, можно выделить газодинамически изолированные зоны, включающие II - скважины N 1, 5, 6, III- скважины N 2, 8, 9, 10, 11 (см. фиг. 1). Based on the absence of red and green indicators in the production of
Выводы о флюидодинамике пласта Д2 V
Индикатор зеленого цвета зафиксирован в пробах, отобранных из добывающих скважин N 13, 14, 15.Conclusions about the fluid dynamics of the reservoir D 2 V
The green indicator is recorded in samples taken from
Индикатор желтого цвета не установлен в пробах, отобранных из добывающих скважин N 12, 16, 19, 18, 17. The yellow indicator is not installed in the samples taken from
Индикатор голубого цвета зафиксирован в пробах, отобранных из добывающих скважин N 16, 18, 19, и отсутствует в пробах, отобранных из скважин N 15 и 17. The blue indicator is recorded in samples taken from
Отсутствие индикатора желтого цвета в продукции добывающей скважины N 12 позволяет выделить газодинамически изолированную зону I. Газодинамически изолированная зона II может быть выделена в районе скважины N 17 по отсутствию индикатора голубого цвета в продукции скважины. Т.к. индикатор желтого цвета не установлен в продукции добывающих скважин N 16, 19, а индикатор голубого цвета не зафиксирован в продукции добывающих скважин N 15, 13, 14, то можно выделить газодинамически изолированные зоны III - скважины N 4, 16, 18, 19 и IV - скважины N 3, 13, 14, 15 (см. фиг. 2). The absence of a yellow indicator in the production of
На фиг. 3 представлена карта долей мигрирующего газа между пластами Д2 IV и Д2 V. Индикаторы красного и зеленого цветов, введенные в пласт Д2 IV через скважины N 1 и 2, не установлены в продукции добывающих скважин N 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19 (пласт Д2 V). Индикаторы желтого и голубого цветов, введенные в пласт Д2 V через скважины N 3 и 4, не зафиксированы в продукции добывающих скважин N 5, 7, 8, 9, 10, 11 (пласт Д2 IV).In FIG. 3 shows a map of the shares of the migrating gas between reservoirs D 2 IV and D 2 V. Indicators of red and green colors introduced into reservoir D 2 IV through
Индикатор желтого цвета установлен в продукции добывающей скважины N 6 (пласт Д2 IV). Таким образом, можно сделать вывод о межпластовых перетоках газа из пласта Д2 V в пласт Д2 IV Степновского ПХГ в районе скважин N 3, 6.The yellow indicator is installed in the production of production well N 6 (reservoir D 2 IV). Thus, we can conclude that inter-layer gas flows from reservoir D 2 V into reservoir D 2 IV of the Stepnovsky UGS in the area of
Claims (2)
Мк = Vк • Cк,
где Мк - количество индикатора к-го цвета: голубого или зеленого, или желтого, или красного и т.д., введенного в центральную нагнетательную к-ю скважину, микрогранулы;
Vк - объем закачиваемого газа в центральную нагнетательную к-ю скважину, 103м3;
Ск - расход индикатора, вводимого в газ, микрогранулы/103м3,
а в период снижения давления до минимальной средневзвешенной по площади величине одновременно отбирают пробы газа из добывающих скважин, расположенных в одном или нескольких эксплуатационных горизонтах, и определяют изменения во времени концентрации индикаторов каждого цвета и объемной скорости газа всех добывающих скважин, находят суммарное количество индикатора каждого цвета, поступившего в каждую добывающую скважину, по формуле
Miк = < Ciк > < qi > (tiк (2) - tiк (1)),
где Miк - суммарное количество индикатора к-го цвета, поступившего в каждую i-ю добывающую скважину, при этом i - индивидуальный индекс скважины, микрогранулы,
< Сiк > - средневзвешенная по времени концентрация к-го индикатора в i-й добывающей скважине, микрогранулы/103м3;
< qi > средневзвешенная по времени объемная скорость добываемого газа i-й скважиной, 103м3/сут;
tiк (1) - время, соответствующее началу снижения давления, сут;
tiк (2) - время, соответствующее снижению давления до минимальной средневзвешенной по площади величине, сут,
а долю мигрирующего газа определяют из выражения
Дiк = Мiк/(Мк • в),
где Дiк - доля мигрирующего газа из района к-й центральной нагнетательной скважины в район i-й добывающей скважины, доли единицы;
в - коэффициент, учитывающий потери индикатора при миграции, доли единицы,
строят карты и по величине долей мигрирующего газа выявляют направления внутрипластовых и межпластовых перетоков и оконтуривают газодинамически различные зоны.1. A method for studying the dynamic processes of the gaseous environment of an underground gas storage facility, including introducing indicators into the reservoir through different injection wells in a gas carrier, sampling from production wells and determining the concentration of indicators over time in the production of production wells, characterized in that during the period of maximum gas pressure choose the central injection wells located in one or more production horizons, based on the location of production wells by area, at indicators of several colors are used, and an indicator of the same color is pumped in the form of gas-filled microspheres with a degree of dispersion of 0.5 - 0.6 μm, consisting of a mixture of polycondensation resin and organic luminescent substance, in an amount calculated by the formula
M to = V to • C to ,
where M k is the amount of the indicator of the k-th color: blue or green, or yellow, or red, etc., introduced into the central injection k-th well, micro granules;
V to - the volume of injected gas into the Central injection of the k-th well, 10 3 m 3 ;
With to the flow rate of the indicator introduced into the gas, microspheres / 10 3 m 3 ,
and during the period of pressure reduction to the minimum area-weighted average, gas samples are simultaneously taken from production wells located in one or more production horizons, and the concentration changes of the indicators of each color and the volumetric gas velocity of all production wells are determined over time, the total number of indicator of each color is found received in each production well, according to the formula
M iк = <C iк ><q i > (t iк (2) - t iк (1) ),
where M iк is the total amount of the indicator of the k-th color received in each i-th production well, while i is the individual index of the well, microgranules,
<С iк > - time-weighted average concentration of the k-th indicator in the i-th producing well, micro-granules / 10 3 m 3 ;
<q i > time-weighted average volumetric rate of produced gas by the i-th well, 10 3 m 3 / day;
t iк (1) - time corresponding to the beginning of pressure decrease, days;
t iк (2) is the time corresponding to a decrease in pressure to a minimum area-weighted average value, days,
and the proportion of migratory gas is determined from the expression
D ik = M ik / (M to • in),
where Д iк - the proportion of migrating gas from the region of the k-th central injection well to the region of the i-th producing well, fractions of a unit;
in - coefficient taking into account the indicator loss during migration, a fraction of a unit,
they build maps and, by the magnitude of the shares of the migrating gas, identify the directions of in-situ and inter-layer flows and outline gasdynamically different zones.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99113257/03A RU2167288C2 (en) | 1999-06-17 | 1999-06-17 | Method of research of gas medium dynamic processes of underground gas storage |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99113257/03A RU2167288C2 (en) | 1999-06-17 | 1999-06-17 | Method of research of gas medium dynamic processes of underground gas storage |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU99113257A RU99113257A (en) | 2001-04-10 |
| RU2167288C2 true RU2167288C2 (en) | 2001-05-20 |
Family
ID=20221580
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99113257/03A RU2167288C2 (en) | 1999-06-17 | 1999-06-17 | Method of research of gas medium dynamic processes of underground gas storage |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2167288C2 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2526434C1 (en) * | 2013-04-23 | 2014-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Determination of underground gas store tightness |
| RU2540716C1 (en) * | 2013-09-10 | 2015-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Leak-tightness determination method for underground gas storage facilities with water drive operation mode |
| RU2577865C1 (en) * | 2014-11-17 | 2016-03-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method of indicating investigation of wells and interwell space |
| RU2629509C1 (en) * | 2016-09-07 | 2017-08-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" | Composition of surface-active substances for gas condensate wells |
| RU2655090C1 (en) * | 2017-05-22 | 2018-05-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for determining gas losses in the operation of underground gas storage facilities |
-
1999
- 1999-06-17 RU RU99113257/03A patent/RU2167288C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ФЕРРОНСКИИ В.И. И ДР. Радиоизотопные методы исследования в инженерной геологии и гидрогеологии. - М.: Атомиздат, 1977, с.168-207. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2526434C1 (en) * | 2013-04-23 | 2014-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Determination of underground gas store tightness |
| RU2540716C1 (en) * | 2013-09-10 | 2015-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Leak-tightness determination method for underground gas storage facilities with water drive operation mode |
| RU2577865C1 (en) * | 2014-11-17 | 2016-03-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method of indicating investigation of wells and interwell space |
| RU2629509C1 (en) * | 2016-09-07 | 2017-08-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" | Composition of surface-active substances for gas condensate wells |
| RU2655090C1 (en) * | 2017-05-22 | 2018-05-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for determining gas losses in the operation of underground gas storage facilities |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Loren et al. | Relations between pore size fluid and matrix properties, and NML measurements | |
| Nabawy et al. | Pore-throat characterization in highly porous and permeable sandstones | |
| Liu et al. | Impacts of mineral composition and pore structure on spontaneous imbibition in tight sandstone | |
| RU2569143C1 (en) | Method of yield determination of water, oil, gas using flow meter | |
| Towle | An analysis of the formation resistivity factor-porosity relationship of some assumed pore geometries | |
| IL277108B1 (en) | Method for quantifying porous media by means of analytical particles and uses thereof | |
| Nazemi et al. | The impact of micro-to macro-scale geological attributes on Archie's exponents, an example from Permian–Triassic carbonate reservoirs of the central Persian Gulf | |
| Stout | Pore geometry as related to carbonate stratigraphic traps | |
| Mehrabi et al. | Scale, origin, and predictability of reservoir heterogeneities in shallow-marine carbonate sequences: A case from Cretaceous of Zagros, Iran | |
| Donaldson et al. | Surface-area measurement of geologic materials | |
| Nazemi et al. | Integrating petrophysical attributes with saturation data in a geological framework, Permian–Triassic reservoirs of the central Persian Gulf | |
| RU2167288C2 (en) | Method of research of gas medium dynamic processes of underground gas storage | |
| Wang et al. | Determination of NMR T2 cutoff and CT scanning for pore structure evaluation in mixed siliciclastic–carbonate rocks before and after acidification | |
| Yang et al. | The effects of ion diffusion on imbibition oil recovery in salt-rich shale oil reservoirs | |
| Nabawy et al. | Petrophysical and magnetic pore network anisotropy of some cretaceous sandstone from Tushka Basin, Egypt | |
| Yin et al. | Lithofacies architecture and distribution patterns of lacustrine mixed fine-grained rocks—a case study of permian lucaogou Formation in jimsar sag, NW China | |
| JP2002531424A (en) | Carriers for combinatorial compound libraries | |
| Leger et al. | Role of mineralogical, structural and hydrodynamic rock properties in conduits formation in three distinct carbonate rock types | |
| Wright et al. | Application of fluorescent tracing techniques to hydrologic studies | |
| Krakowska et al. | Tight reservoir properties derived by nuclear magnetic resonance, mercury porosimetry and computed microtomography laboratory techniques. Case study of palaeozoic clastic rocks | |
| US3751226A (en) | Backflow test for oil concentration | |
| Chen et al. | A fluorescent approach to the identification of grout injected into fissures and pore spaces | |
| Thoms et al. | The use of multivariate statistics to elucidate patterns of floodplain sedimentation at different spatial scales | |
| Bize-Forest et al. | Carbonate reservoir rock typing and the link between routine core analysis and special core analysis | |
| Shibata et al. | Isotopic ages of siliceous shale from Hida-Kanayama, central Japan |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20030618 |