Способ определения пластовых параметров нефти

 

Изобретение относится к нефтегазопоисковым работам и предназначено для исследования скважин на продуктивность. Цель - повышение производительности и точности определения. Однократное разгазирование глубинной пробы в полевых условиях проводят непосредственно в глубинном пробоотборнике с рабочей системой разгазирования, при этом объем последней увеличивают до разделения глубинной пробы на нефть и газ. Регистрируют давление начала разгазирования нефти, выпускают газ из пробоотборника, отделяют газовый конденсат. Пластовые параметры нефти определяют по объемам выпущенного газа, нефти в пробоотборнике и отделенного конденсата. Для нефти с газосодержанием до 1000 м<SP POS="POST">3</SP>/т и выше, содержащей примесь сероводорода, применяют пробоотборники с переводными головками. 1 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ.

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИК (!9) (11) А1 (ц 4 Е 21 В 49/00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н А STOPCHOMY СВИ4ДТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРИТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР (21). 4207560/23-03 (22) 09. 03.87 (46) 23.08.89. Бюп. В 31 (71) Южно-Уральское отделение Всесоюзного научно-исследовательского геологоразведочного нефтяного института (72) Ю.А. Яковец (53) 622.245(088.8) (56) Требии Г.Ф. Отбор проб и анализ природных газов нефтеносных бассей-. нов. з 4 - Отбор проб газа из пластовых нефтей и. дегазация последних.-М.:

Недра, 1985, с. 62-65. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ

ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ (57) Изобретение относится к нефтегаэопоисковым работам и предназначе но для исследования скважин на проИзобретение относится к нефтегазопоисковым работам, а точнее к исследованию скважин на продуктивность, и может быть использовано для ускоренного определения пластовых параметров газонасыщенной нефти и газоконденсатных смесей, поступающих на забой сква:кины, с целью оперативного подсчета запасов разведываемого мес.торождения.

Целью изобретения является повышение производительности и точности определения пластовых параметров нефти.

На чертеже дана схема осуществления способа.

Способ осуществляют следующим образом.

2 дуктивность. Цель — повышение производительности и точности определения. Однократное разгазирование глубинной пробы в полевых условиях проводят непосредственно в глубинном пробоотборнике с рабочей системой раэгаэирования, при этом объем последней увеличивают до разделения глубинной пробы на нефть и газ. Регистрируют давление начала раэгазирования нефти, выпускают газ из пробоотборника, отделяют газовый конденсат, Пластовые параметры нефти определяют по объемам выпущенного газа, нефти в пробоотборнике и отделенного конденсата. Для нефти с газосодержанием до 1000 мз 7т и выше, содержащей примесь сероводорода, применяют пробоотборники с переводными головками.

1 ил.

Поднятый из скважины пробоотборник 1 с рабочей системой разгазирования некоторое время выдерживают в перевернутом положении для растворения газа, выделившегося иэ пробы . нефти в результате разности температуры в скважине и на поверхности, закрепляют вертикально, устанавливают переводную головку 2 и 3 ходовой кран 3 высокого давления, которым с помощью металлических капиллярных трубок 4 связывают образцовый манометр 5 и ловушку для сбора газового конденсата 6. Ловушку помещают в сосуд со льдом 7 и через поглотитель 8 сероводорода подсоединяют к газовому . счетчику 9 резиновыми трубками 10.

3 1502817

С помощью переводной головки открывают рабочую камеру пробоотборника и по манометру отмечают давление в гаэонефтяной смеси, которое по отношению к давлению, замеренному в скважине, всегда меньше на величину и 10 МПа/ С. Последовательно увеличивают объем рабочей системы разгазирования и по манометру регистрируют давление начала разгазирования нефти и с помощью распределительного крана добиваются разделения нефтяной и газовой фаэ в пробоотборнике, а затем .начинают выпускать газ, при этом его поток устанавливают минимальным и регулируют во избежание выброса нефти из пробоотборника. 0 чистоте сепарации газа судят по количеству вы"

I деляшщегося газового конденсата в 2Q ловушке.

Для летучих Нефтей с газосодержанием до 1000 м /т и вьппе, содержащих примесь сероводорода, применяют пробоотборники с переводными головками, конструкция которых обеспечивает прямой доступ в рабочую камеру пробоот борника, минуя его клапаниую систему, и создание дополнительной eMkocти для приращения объема в рабочей системе разгазирования (конденсации) с выходом на манометр, а также работу в агрессивной среде при высоких давлениях.

Раэгаэирование газонасыщенных проб нефти проводят со скоростью выпускаемого газа не более 2-3 л в минуту до избытоного давления в пробоотборнике не более О, 1 МПа. Замеряют выход газа (Vð) и объем нефти, слитой иэ пробоотборника и ловушки (Чн). Плотность нефти и газа определяют пикно метрическим способом.

Для освобождения пробоотборника от парафина перед тем, как слить нефть, пробоотборник несколько раз переворачивают и встряхивают. При 35 высоком содержании парафина пробоотборник нагревают в горячей воде.

Рассчитывают значение параметров пластовой нефти:

Г = (V,-V„)/V„= V,/V.--1; ь - Ч../VHt

1- е= (W„+ Wr ) /Чпн ° где Г, Ь, 1 „„— соответственно газ осод ер жанн е п о с т а бил ь ной

W, W г — масса стабильной нефти и газа сепарации, r.

Использование глубинного пробоотборника в качестве основного устройства для разгазироваиия нефти позволяет отказаться от применения калиброванного пресса, термостата и термостатирующей рубашки, значительно ускорить и упростить производство анализа в полевых условиях, повысить точность и кондиционность определе" ний. Погрешность экспрессного определения пластовых параметров нефти в глубинном пробоотборнике не превысила iX от промыслового гаэосодержания, которое эамерялось при режимах работы скважины на 5,2; 7,3 и 9,2 мм штуцерах, соответственно на одном, двух и трех режимах сепарации нефти.

Затраты времени на один анализ составил 0,5 бригадо-смены против 12,0 бригадо-смен на проведение исследования скважины отрядом иэ 4-х человек и 3-х бригодо-смен на анализ глубинной пробы нефти в стационарной лаборатории обслуживающим персоналом из 3-х человек. формула изобретения нефти (м /м ), объем- 45 ный коэффициент (безразмерная величина) и плотность пластовой нефти (кг/м );

Ч„, V, — замеренные в см объе- < мы стабильной нефти и газа сепарации, приведенного к стандартным условиям (20 C;

0>101325 МПа);

V „ — объем пластовой нефти, соизмеримый с объемом рабочей камеры пробоотб< рнии», см ;

Способ определения пластовых параметров нефти, включающий однократное разгазирование глубинной пробы в полевых условиях и определение пластовых параметров нефти, о т л ич а ющий с я тем, что, с целью повышения производительности и точности определения, однократное раэгаэирование глубинной пробы проводят непосредственно в глубинном пробоотборнике с рабочей системой раэгаэирования, объем которой увеличивают для разделения глубинной пробы на ! нефть и гаэ, регистрируют давлени»

1502817 .6 начала разгаэирования нефти, выпус- метры нефти опредсляют по объемам„ кают газ из пробоотборника, отделяют выпушенного газа, нефти я пробоотборгазовый конденсат, а пластовые пара- нике и отделенного конденсата.

Составитель Г. Маслова

Техр ед М. Дидык Корректор В. Гирняк

Редактор В. Бугренкова

Заказ 5063/45 Тирах 514 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, %-35, Рауюская наб., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент" ° г.ужгород, ул. Гагарина,101