RU2710652C2 - Способ диагностики попутных вод газовых скважин по данным химического анализа - Google Patents
Способ диагностики попутных вод газовых скважин по данным химического анализа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2710652C2 RU2710652C2 RU2018113380A RU2018113380A RU2710652C2 RU 2710652 C2 RU2710652 C2 RU 2710652C2 RU 2018113380 A RU2018113380 A RU 2018113380A RU 2018113380 A RU2018113380 A RU 2018113380A RU 2710652 C2 RU2710652 C2 RU 2710652C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- mixture
- condensation
- component
- technogenic
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 125
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims abstract description 19
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 84
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims abstract description 35
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 18
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims abstract description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 14
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000003643 water by type Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 10
- 229910052729 chemical element Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 abstract description 8
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 5
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 abstract description 4
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 abstract 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 7
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 4
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000002068 genetic effect Effects 0.000 description 3
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 238000003745 diagnosis Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000011573 trace mineral Substances 0.000 description 2
- 235000013619 trace mineral Nutrition 0.000 description 2
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- VEUACKUBDLVUAC-UHFFFAOYSA-N [Na].[Ca] Chemical compound [Na].[Ca] VEUACKUBDLVUAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 238000002405 diagnostic procedure Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000011630 iodine Substances 0.000 description 1
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- AAWZNWVCESLFTD-UHFFFAOYSA-N tungsten;hydrate Chemical compound O.[W] AAWZNWVCESLFTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для осуществления гидрохимического контроля за обводнением эксплуатационных скважин. Задачей заявляемого изобретения является количественное определение относительного содержания пластовой, конденсационной и техногенной воды по данным химического анализа проб попутных вод на основные макрокомпоненты. Способ диагностики попутных вод газовых скважин по данным химического анализа включает отбор проб попутных вод, анализ концентрации химических элементов в пробах и расчет относительного содержания пластовой, конденсационной и техногенной воды. Способ отличается тем, что предварительно устанавливают регрессионные уравнения для двухкомпонентных смесей попутных вод, отражающие зависимости относительного содержания пластовой воды в смеси вод конденсационная-пластовая и техногенной воды в смесях вод конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная от концентрации основных ионов и величины общей минерализации. Затем отбирают пробы попутных вод, проводят их химический анализ и подставляют значения концентрации основных ионов и общей минерализации в регрессионные уравнения, по которым вычисляют относительные содержания пластовой и техногенной воды в соответствующих смесях. После чего устанавливают определенным образом базовую для дальнейших расчетов двухкомпонентную смесь и рассчитывают содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента по заданным уравнениям. Технический результат заявляемого изобретения выражается в повышении эффективности гидрохимического контроля за обводнением эксплуатационных скважин за счет более полного учета гидрохимических условий конкретного участка работ и рецептур применяемых технологических растворов при сокращении перечня используемых коррелятивных элементов. 4 з.п. ф-лы.
Description
Способ диагностики попутных вод газоконденсатных скважин по данным химического анализа (далее также изобретение, техническое решение) относится к области газодобывающей промышленности и может быть использован при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для осуществления гидрохимического контроля за обводнением эксплуатационных скважин.
В настоящее время из уровня техники известен метод гидрохимического контроля обводнения (Методическое руководство по гидрогеохимическому контролю за обводнением газовых и газоконденсатных месторождений / Гончаров B.C., Козлов В.Г., Левшенко Т.В. - Москва: ВНИИГАЗ, 1995. - 91 с.), который является основным методом мониторинга за обводнением эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин. Широкое развитие данного метода обусловлено своеобразием химического состава различных типов попутных вод: пластовых, конденсационных и техногенных. В качестве основных индикаторных элементов выступают преобладающие макрокомпоненты состава и ряд микрокомпонентов. Концентрация элементов устанавливается химическим анализом. К недостаткам данного способа можно отнести то, что дальнейшее совершенствование рассматриваемого метода неизбежно связано с модернизацией приборной базы аналитических лабораторий, актуализацией и расширением перечня коррелятивных компонентов состава и критериев диагностики выносимых газом вод. Данная тенденция не способствует сокращению сроков и объемов соответствующих работ.
Известен способ определения генетического профиля попутных вод, в котором выбор отличительных критериев для идентификации типов вод, расчет долевого участия пластовых, конденсационных и техногенных вод в их смесях базируются на использовании комплекса генетических коэффициентов и системе решающих правил (Абукова Л.А., Абрамова О.П., Варягова Е.П. Гидрогеохимический мониторинг разработки месторождений углеводородов // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. - 2015. - №2. - Стр. 2.). К недостаткам данного способа можно отнести необходимость определения широкого круга химических элементов, относящихся как к макрокомпонентам, так и микрокомпонентам состава попутных вод, что негативно влияет на оперативность и стоимость диагностики их происхождения.
Известен способ определения водного фактора газового промысла, который позволяет рассчитать удельное и общее количество пластовой и конденсационной воды на основе уравнения материального баланса по общей минерализации отобранной пробы (RU 2217588 С2, 03.04.2001). Для этого предусмотрен сбор попутных вод по всей схеме от пласта до входного сепаратора промысла. Однако данный способ не позволяет определить удельный водный фактор на отдельных скважинах. Так же существует вероятность загрязнения отобранных проб техногенными водами в результате проведения геолого-технических мероприятий, что скажется на величине общей минерализации и снизит достоверность расчета доли пластовой и конденсационной воды.
Известен способ определения удельного и общего количества попутных вод по содержанию микроэлементов - иода и брома, с помощью уравнения материального баланса (RU 2307248 С1, 10.03.2006). При всей простоте способа и возможности его использования в полевом варианте, достоверность его результатов не удовлетворяет требованиям практики. Связано это с недостаточной изученностью распространения микроэлементов в пластовых водах по площади месторождений и возможным загрязнением попутных вод этими компонентами при проведении геолого-технических мероприятий на скважинах.
Наиболее близким к заявляемому изобретению (прототипом) является способ диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды, который включает определение содержания основных катионов состава попутных вод: натрия, калия и кальция, и расчет относительного содержания пластовой, конденсационной и техногенной воды по специальным формулам (RU 2128280 С1, 24.03.1997). Однако, предложенный авторами патента кальций-натриевый (Ca/(Na+K)) генетический коэффициент изменяется в широких пределах в пластовой воде. Поэтому при наличии в составе пробы высокоминерализованных вод возникает погрешность при расчете содержания пластовой и техногенной воды.
Технической целью (задачей) заявляемого изобретения является устранение имеющихся недостатков количественного определения относительного содержания пластовой, конденсационной и техногенной воды в выносимой газом жидкости.
Техническим результатом заявляемого изобретения является создание способа диагностики попутных вод газоконденсатных скважин по данным химического анализа, который обеспечивает повышенную эффективность гидрохимического контроля за обводнением эксплуатационных скважин за счет более полного учета гидрохимических условий конкретного участка работ и рецептур применяемых технологических растворов при сокращении перечня используемых коррелятивных элементов.
Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом техническом решении, включающем отбор проб попутных вод, анализ концентрации химических элементов в пробах и диагностику происхождения выносимых газом вод, отбирают пробы пластовой, конденсационной и техногенной воды, определяют их химический состав, готовят двухкомпонентные смеси вод конденсационная-пластовая, конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная заданной пропорции, определяют их химический состав, устанавливают коррелятивные элементы пластовых и техногенных вод и определяют зависимости, отражаемые регрессионными уравнениями, относительного содержания пластовой воды в смеси вод конденсационная-пластовая и техногенной воды в смесях вод конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная от концентрации коррелятивных элементов и величины общей минерализации, после чего отбирают пробу попутных вод из скважины, проводят ее химический анализ, подставляют значения концентрации коррелятивных элементов и общей минерализации в соответствующие регрессионные уравнения, вычисляют по ним относительные содержания пластовой воды в смеси вод конденсационная-пластовая и техногенной воды в смесях вод конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная, устанавливают определенным образом базовую для дальнейших расчетов двухкомпонентную смесь и рассчитывают содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента по заданным уравнениям. Именно вышеуказанная совокупность признаков, обеспечивает получение изобретением заявленного технического результата.
Изобретение в своих частных случаях выполнения характеризуется признаками, указанными в предыдущем абзаце в совокупности с нижеописанными признаками.
Если величина общей минерализации исследуемой пробы попутных вод не превышает значение величины общей минерализации пластовой воды на участке работ, то за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов принимают двухкомпонентную смесь вод конденсационная-пластовая при выполнении неравенств:
где X1 1 - относительное содержание пластовой воды в смеси конденсационная-пластовая вода, вычисленное посредством регрессионного уравнения по величине общей минерализации пробы попутных вод, %;
Х2 1 - относительное содержание пластовой воды в смеси конденсационная-пластовая вода, вычисленное посредством регрессионного уравнения по значению концентрации 1-го коррелятивного элемента пластовой воды в пробе попутных вод, %;
X1 2 - относительное содержание техногенной воды в смеси конденсационная-техногенная вода, вычисленное посредством регрессионного уравнения по величине общей минерализации пробы попутных вод, %;
Х2 2 - относительное содержание техногенной воды в смеси конденсационная-техногенная вода, вычисленное посредством регрессионного уравнения по значению концентрации 1-го коррелятивного элемента техногенной воды в пробе попутных вод, %;
Х3 1 - относительное содержание пластовой воды в смеси конденсационная-пластовая вода, вычисленное посредством регрессионного уравнения по значению концентрации 2-го коррелятивного элемента пластовой воды в пробе попутных вод, %;
Х4 2 - относительное содержание техногенной воды в смеси конденсационная-техногенная вода, вычисленное посредством регрессионного уравнения по значению концентрации 2-го коррелятивного элемента техногенной воды в пробе попутных вод, %;
Мтех - величина общей минерализации техногенной воды (жидкой водной фазы технологических растворов), г/дм3;
Мпласт - величина общей минерализации пластовой воды, г/дм3.
При этом относительное содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента рассчитывается по следующим уравнениям:
где Wп, Wт, Wк - относительное содержание соответственно пластовой, техногенной и конденсационной воды в пробе попутных вод, %.
При величине общей минерализации исследуемой пробы попутных вод, не превышающей значение величины общей минерализации пластовой воды на участке работ, за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов принимают двухкомпонентную смесь вод конденсационная-техногенная, если не соблюдаются неравенства:
При этом относительное содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента рассчитывается по следующим уравнениям:
Если величина общей минерализации исследуемой пробы попутных вод превышает значение величины общей минерализации пластовой воды на участке работ, то за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов принимают двухкомпонентную смесь вод пластовая-техногенная при выполнении неравенства:
где X1 3 - относительное содержание техногенной воды в смеси пластовая-техногенная вода, вычисленное посредством регрессионного уравнения по величине общей минерализации пробы попутных вод, %;
Х2 3 - относительное содержание техногенной воды в смеси пластовая-техногенная вода, вычисленное посредством регрессионного уравнения по значению концентрации 1-го коррелятивного элемента техногенной воды в пробе попутных вод, %;
Х4 3 - относительное содержание техногенной воды в смеси пластовая-техногенная вода, вычисленное посредством регрессионного уравнения по значению концентрации 2-го коррелятивного элемента техногенной воды в пробе попутных вод, %.
При этом относительное содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента рассчитывается по следующим уравнениям:
При величине общей минерализации исследуемой пробы попутных вод, превышающей значение величины общей минерализации пластовой воды на участке работ, за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов принимают двухкомпонентную смесь вод конденсационная-техногенная при выполнении неравенства:
При этом относительное содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента рассчитывается по следующим уравнениям:
Заявляемое изобретение реализуется следующим образом (на примере диагностики происхождения попутных вод эксплуатационной скважины, расположенной на Медвежьем нефтегазоконденсатном месторождении).
Для выполнения диагностики происхождения попутных вод на участке работ предварительно определяется химический состав пластовой, конденсационной и техногенной воды, двухкомпонентных смесей вод конденсационная-пластовая (К-П), конденсационная-техногенная (К-Т) и пластовая-техногенная (П-Т) заданной пропорции и устанавливаются зависимости величины минерализации (М), концентраций хлорид-иона (Cl-) и натрия (Na+) от содержания пластовой воды в смеси К-П и величины минерализации (М), концентраций хлорид-иона (Cl-) и кальция (Са2+) от содержания техногенной воды в смесях К-Т и П-Т, которые отражаются соответствующими регрессионными уравнениями.
После этого отбирают пробы попутных вод для диагностики их происхождения. Исследуемая проба попутных вод по результатам химического анализа имеет величину минерализации 15,450 г/см3, а концентрации хлорид-иона, натрия и кальция соответственно равны 9,126 г/дм3, 5,654 г/дм3 и 0,341 г/дм3.
Учитывая, что величина минерализации исследуемой пробы не превышает минерализацию пластовой воды, которая для данного участка принята 17,0 г/дм3, то базовую для дальнейших расчетов двухкомпонентную смесь следует выбирать между смесями вод конденсационная-пластовая (К-П) и конденсационная-техногенная (К-Т).
На участке выполнения работ для смесей К-П и К-Т при данной величине минерализации попутных вод, установлены следующие регрессионные уравнения:
y(М)=0,64+0,1636х (смесь К-П)
y(Cl-)=0,39+0,0974х (смесь К-П)
y(Na+)=0,14+0,0593 (смесь К-П)
y(М)=0,64+2,3936х (смесь К-Т)
y(Cl-)=0,39+1,5297х (смесь К-Т)
y(Са2+)=0,04+0,8660х (смесь К-Т)
Рассчитанные с использованием указанных для данного участка регрессионных уравнений содержания пластовой воды в смеси К-П по величине минерализации (15,450 г/см3), концентрации хлорид-иона (9,126 г/дм3) и натрия (5,654 г/дм3) соответственно равны 90,52%, 89,69% и 92,98%, а содержания техногенной воды в смеси К-Т, вычисленные по величине минерализации (15,450 г/см3), концентрации хлорид иона (9,126 г/дм3) и кальция (0,341 г/дм3), соответственно составили 6,19%, 5,71% и 0,35%. Указанные значения содержания пластовой и техногенной воды используем для определения базовой для дальнейших расчетов двухкомпонентной смеси вод путем рассмотрения неравенств:
Подставляем в указанные неравенства рассчитанные содержания пластовой (90,52%, 89,69%, 92,98%) и техногенной (6,19%, 5,71%, 0,35%) воды:
Проверяем выполнение заданного условия:
Так как неравенства выполняются, то за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов принимаем двухкомпонентную смесь конденсационная-пластовая вода. Расчет содержания компонентов установленной базовой смеси вод и примеси третьего компонента выполняем по соответствующим уравнениям:
Таким образом, определено относительное содержание пластовой, техногенной и конденсационной воды в исследуемой пробе, которое соответственно равно 89,63%, 0,06% и 10,31%. Указанные результаты диагностики происхождения попутных вод хорошо согласуются с результатами определения содержания различных типов вод в составе исследуемой пробы, выполненного по используемой на газодобывающем предприятии методике гидрохимического контроля, по которой относительное содержание пластовой, техногенной и конденсационной воды соответственно составили: 91%, 0% и 9%.
Claims (29)
1. Способ диагностики попутных вод газоконденсатных скважин по данным химического анализа, включающий отбор проб попутных вод, анализ концентрации химических элементов в пробах и диагностику происхождения выносимых газом вод, отличающийся тем, что отбирают пробы пластовой, конденсационной и техногенной воды, определяют их химический состав, готовят двухкомпонентные смеси вод конденсационная-пластовая, конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная заданной пропорции, определяют их химический состав, устанавливают коррелятивные элементы пластовых и техногенных вод и определяют зависимости, отражаемые регрессионными уравнениями, относительного содержания пластовой воды в смеси вод конденсационная-пластовая и техногенной воды в смесях вод конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная от концентрации коррелятивных элементов и величины общей минерализации, после чего отбирают пробу попутных вод из эксплуатационной скважины, проводят ее химический анализ, подставляют значения концентрации коррелятивных элементов и общей минерализации в соответствующие регрессионные уравнения, вычисляют по ним относительные содержания пластовой воды в смеси вод конденсационная-пластовая и техногенной воды в смесях вод конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная, устанавливают определенным образом базовую для дальнейших расчетов двухкомпонентную смесь и рассчитывают содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента по заданным уравнениям.
2. Способ по п. 1 отличающийся тем, что за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов, при величине общей минерализации исследуемой пробы попутных вод, не превышающей значение величины общей минерализации пластовой воды на участке работ, принимают двухкомпонентную смесь вод конденсационная-пластовая при условии:
|Х1 1-Х2 1|<|(Х2 2-Х1 2)*Мтех/Мпласт|,
|Х1 1-Х3 1|<|(Х4 2-Х1 2)*Мтех/Мпласт|,
|(Х1 1-X2 1)-(Х1 1-Х3 1)|<|((Х2 2-Х1 2)-(Х4 2-Х1 2))*Мтех/Мпласт|.
При этом относительное содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента рассчитывается по следующим уравнениям:
Wп=Х1 1-Х1 1/(Х1 1-Х1 2)*|Х1 1-Х2 1|,
Wт=Х1 2/(Х1 1-Х1 2)*|Х1 1-Х2 1|,
Wк=100-Wт-Wп.
3. Способ по п. 1 отличающийся тем, что за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов при величине общей минерализации исследуемой пробы попутных вод, не превышающей значение величины общей минерализации пластовой воды на участке работ, принимают двухкомпонентную смесь вод конденсационная-техногенная при нарушении условия:
|Х1 1-Х2 1|<|(Х2 2-Х1 2)*Мтех/Мпласт|,
|Х1 1-Х3 1|<|(Х4 2-Х1 2)*Мтех/Мпласт|,
|(Х1 1-X2 1)-(Х1 1-Х3 1)|<|((Х2 2-Х1 2)-(Х4 2-Х1 2))*Мтех/Мпласт|.
При этом относительное содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента рассчитывается по следующим уравнениям:
Wп=Х1 1/(Х1 1-Х1 2)*|Х2 2-Х1 2|,
Wт=Х1 2-Х1 2/(Х1 1-Х1 2)*|Х2 2-Х1 2|,
Wк=100-Wт-Wп.
4. Способ по п. 1 отличающийся тем, что за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов при величине общей минерализации исследуемой пробы попутных вод, превышающей значение величины общей минерализации пластовой воды на участке работ, принимают двухкомпонентную смесь вод пластовая-техногенная при условии:
|(Х2 3-Х1 3)-(Х4 3-Х1 3)|<|((Х1 2-Х2 2)-(Х1 2-Х4 2))*Мтех/(Мтех-Мпласт)|.
При этом относительное содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента рассчитывается по следующим уравнениям:
Wп=(100-X1 3)-(100-X1 3)/((100-X1 3)-(100-X1 2))*|(100-X1 3)-(100-X2 3)|,
Wк=(100-X1 2)/((100-X1 3)-(100-X1 2))*|X2 3-X1 3|,
Wт=100-Wп-Wк.
5. Способ по п. 1 отличающийся тем, что за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов при величине общей минерализации исследуемой пробы попутных вод, превышающей значение величины общей минерализации пластовой воды на участке работ, принимают двухкомпонентную смесь вод конденсационная-техногенная при условии:
|(X2 3-X1 3)-(Х4 3-Х1 3)|≥|((Х1 2-Х2 2)-(Х1 2-Х4 2))*Мтех/(Мтех-Мпласт)|.
При этом относительное содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента рассчитывается по следующим уравнениям:
Wп=(100-X1 3)/((100-X1 3)-(100-X1 2))*|Х1 2-X2 3|,
Wк=(100-X1 2)-(100-Х1 2)/((100-X1 3)-(100-X1 2))*|(100-Х1 2)-(100-Х2 2)|,
Wт=100-Wп-Wк.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018113380A RU2710652C2 (ru) | 2018-04-12 | 2018-04-12 | Способ диагностики попутных вод газовых скважин по данным химического анализа |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018113380A RU2710652C2 (ru) | 2018-04-12 | 2018-04-12 | Способ диагностики попутных вод газовых скважин по данным химического анализа |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2018113380A RU2018113380A (ru) | 2019-10-14 |
| RU2018113380A3 RU2018113380A3 (ru) | 2019-10-14 |
| RU2710652C2 true RU2710652C2 (ru) | 2019-12-30 |
Family
ID=68279270
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018113380A RU2710652C2 (ru) | 2018-04-12 | 2018-04-12 | Способ диагностики попутных вод газовых скважин по данным химического анализа |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2710652C2 (ru) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114483019A (zh) * | 2020-11-12 | 2022-05-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 基于水体识别气藏的方法、装置及系统 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2128280C1 (ru) * | 1997-03-24 | 1999-03-27 | Научно-технологический центр "Надымгазпром" | Способ диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды |
| RU2217588C2 (ru) * | 2001-04-03 | 2003-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" | Способ определения водного фактора газового промысла |
| US7210342B1 (en) * | 2001-06-02 | 2007-05-01 | Fluid Inclusion Technologies, Inc. | Method and apparatus for determining gas content of subsurface fluids for oil and gas exploration |
| RU2307248C1 (ru) * | 2006-03-10 | 2007-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" (ООО "Надымгазпром") | Способ определения удельного и общего количества жидкой воды в добываемом природном газе |
-
2018
- 2018-04-12 RU RU2018113380A patent/RU2710652C2/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2128280C1 (ru) * | 1997-03-24 | 1999-03-27 | Научно-технологический центр "Надымгазпром" | Способ диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды |
| RU2217588C2 (ru) * | 2001-04-03 | 2003-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" | Способ определения водного фактора газового промысла |
| US7210342B1 (en) * | 2001-06-02 | 2007-05-01 | Fluid Inclusion Technologies, Inc. | Method and apparatus for determining gas content of subsurface fluids for oil and gas exploration |
| RU2307248C1 (ru) * | 2006-03-10 | 2007-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" (ООО "Надымгазпром") | Способ определения удельного и общего количества жидкой воды в добываемом природном газе |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| АБУКОВА Л.А. и др. Гидрогеохимический мониторинг разработки месторождений углеводородов // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика., 2015, N2, cтр.2. * |
| ГОНЧАРОВ B.C. и др. Методическое руководство по гидрогеохимическому контролю за обводнением газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИГАЗ, 1995, 91 с. * |
| ГОНЧАРОВ B.C. и др. Методическое руководство по гидрогеохимическому контролю за обводнением газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИГАЗ, 1995, 91 с. АБУКОВА Л.А. и др. Гидрогеохимический мониторинг разработки месторождений углеводородов // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика., 2015, N2, cтр.2. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2018113380A (ru) | 2019-10-14 |
| RU2018113380A3 (ru) | 2019-10-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Miège et al. | Position paper on passive sampling techniques for the monitoring of contaminants in the aquatic environment–achievements to date and perspectives | |
| Anderson et al. | A comparison of sedimentary and diatom-inferred phosphorus profiles: implications for defining pre-disturbance nutrient conditions | |
| Torres et al. | Partial Least Squares local calibration of a UV–visible spectrometer used for in situ measurements of COD and TSS concentrations in urban drainage systems | |
| US20140373649A1 (en) | Use of detection techniques for contaminant and corrosion control in industrial processes | |
| US20220074303A1 (en) | Determining reservoir fluid properties from downhole fluid analysis data using machine learning | |
| RU2710652C2 (ru) | Способ диагностики попутных вод газовых скважин по данным химического анализа | |
| CN110231452A (zh) | 基于等温吸附曲线预测土壤粘粒含量或盐分含量的方法 | |
| Dunne et al. | Predicting phosphorus sorption isotherm parameters in soil using data of routine laboratory tests | |
| US9207227B2 (en) | Composition of multiphase flow | |
| RU2461709C1 (ru) | Способ определения дебитов двух совместно эксплуатируемых нефтяных пластов | |
| US20150039241A1 (en) | Hydrocarbon modelling | |
| Traversetti et al. | Concordance between macrophytes and macroinvertebrates in a Mediterranean river of central Apennine region | |
| US9856727B2 (en) | Automatic dosing of surfactant for recovered hydrocarbon enhancement | |
| Murugesan et al. | Nanotechnology-Based Field Method for Detection and Monitoring of Corrosion Inhibitors | |
| RU2711024C2 (ru) | Способ диагностики попутных вод газоконденсатных скважин по данным их анализа электрохимическими методами | |
| RU2307248C1 (ru) | Способ определения удельного и общего количества жидкой воды в добываемом природном газе | |
| RU2586940C1 (ru) | Экспресс-способ определения текущего содержания углеводородов c5+b в пластовом газе газоконденсатной скважины | |
| US20230152295A1 (en) | Method for determining the composition of water in low bsw oils | |
| RU2128280C1 (ru) | Способ диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды | |
| RU2473885C2 (ru) | Количественный анализ тиомочевины и флуоресцеина натрия при их совместном присутствии в пластовых водах | |
| CN111577267A (zh) | 一种基于全岩和粘土矿物组成的储层敏感性预测方法 | |
| RU2780903C1 (ru) | Способ геохимического мониторинга работы скважин для анализа и управления разработкой месторождений | |
| BR102021022892A2 (pt) | Método para determinação da composição da água em petróleos com baixo bsw | |
| Yu et al. | Improving the accuracy of chloride measurements through participation in regular external quality assessment programme | |
| SU1143836A1 (ru) | Способ определени относительных дебитов двух совместно эксплуатируемых нефт ных пластов |