СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УПРУГООБЪЕМНЫХ СВОЙСТВ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ Российский патент 1995 года по МПК G01N15/02 G01N25/00 

Изобретение относится к геологоразведочным работам и может быть использовано для установления свойств открываемых залежей пластовой нефти в упругозамкнутом режиме (коэффициента изотермической сжимаемости и температурного коэффициента объемного расширения) с целью обоснованного прогноза процесса разработки месторождений, сопровождающегося изменением термодинамических условий пласта.

Известны способы определения упругообъемных свойств пластовой нефти, заключающиеся в измерении РVТ-соотношений ее глубинной пробы в сосуде высокого давления и установленных коэффициента сжимаемости, а также коэффициента термического расширения как отношения соответствующих приращений объема пластовой нефти к произведению объема пластовой нефти на соответствующие изменения давления и температуры [1, 2]:
β = Δ V : ( Δ P ˙ V ) ; α = Δ V : ( Δ t ˙ V ) .

Наиболее близким к изобретению техническим решением является способ определения упругообъемных свойств пластовой нефти по методике БашНИПИнефти [3] , которая заключается в измерении РVТ-соотношений глубинной пробы в сосуде высокого давления и установленного коэффициента сжимаемости β как отношения приращения объема нефти к произведению ее исходного объема на приращение давления, причем в объемные показания измерительного пресса вносят поправки на деформацию измерительной системы (бомбы РVТ, пресса, манометра, коммуникаций) и рабочей поджимной жидкости от изменения давления, а также на охлаждение поджимной жидкости, переходящей из бомбы в пресс при снижении давления. Коэффициент термического расширения α определяют при постоянном пластовом давлении, причем в суммарное приращение объема, учтенного по показаниям измерительного пресса, вносят поправки на объемное расширение бомбы и поджимной жидкости, находящейся в бомбе, на разность температур для жидкости, переходящей из бомбы в пресс.

Однако этот способ характеризуется недостаточной точностью, обусловленной необходимостью ввода многочисленных поправок на собственные изменения объемов поджимной жидкости и сосуда высокого давления под воздействием изменений температуры и давления.

Цель изобретения - повышение точности определения упругообъемных свойств пластовой нефти за счет исключения влияния изменений объемов поджимной жидкости и сосуда высокого давления.

Цель достигается тем, что сепарируют пробу пластовой нефти с регистрацией объема сепарируемой нефти по прессу, объема газа сепарации и массы сепарированной нефти, причем сепарацию проводят при трех термобарических условиях в сосуде высокого давления: при пластовых температуре и давлении, при пластовой температуре и давлении ниже пластового, но выше давления насыщения, при пластовом давлении и температуре 20^оС, а свойства пластовой нефти определяют по выражениям
α = ;
β = , где α- температурный коэффициент объемного расширения, 1/^оС;
β - коэффициент изотермической сжимаемости, 1/МПа;
ρ₁ , ρ₂ , ρ₃ - плотность пластовой нефти, соответствующая трем термобарическим условиям, г/cм³, причем ρ = (V_гс^. ρ_гс + G_сн)/V_пр, где V_гс и ρ_гс - объем газа сепарации (л) и его плотность (г/л);
G_сн - масса сепарированной нефти (г);
ΔТ - изменение температуры при сепарации, ^оС;
ΔР - изменение давления при сепарации, МПа.

Отличительным признаком способа является сепарация пробы пластовой нефти при трех термобарических условиях в сосуде высокого давления: при пластовых температуре и давлении, при пластовой температуре и давлении ниже пластового, но выше давления насыщения, при пластовом давлении и температуре 20^оС, с последующим определением упругообъемных свойств пластовой нефти по специальным расчетным выражениям.

Проведение сепарации газонасыщенной пластовой нефти на газ и нефть с регистрацией расхода пробы по измерительному прессу, объема газа сепарации и массы сепарированной нефти при трех термобарических условиях в сосуде высокого давления позволяет в каждом случае установить массу пластовой нефти, израсходованной на сепарацию, по суммарной массе сепарированной нефти и полученного газа, а по объему пластовой нефти - и ее плотность. Экспериментально установлена возможность определения температурного коэффициента объемного расширения пластовой нефти (т.е. коэффициента термического расширения) по двум значениям ее плотности: при пластовом давлении и 20^оС ( ρ₁ ), а также при пластовом давлении и пластовой температуре ( ρ₂ ). Установлена также возможность определения коэффициента изотермической сжимаемости пластовой нефти по двум значениям ее плотности: при пластовых температуре и давлении (ρ₂ ), а также при пластовой температуре и давлении ниже пластового, но выше давления насыщения нефти газом (ρ₃ ), когда пластовая нефть, несколько разжатая в упругозамкнутом режиме, еще находится в однофазном жидком состоянии (без выделившейся газовой шапки). При определении температурного коэффициента объемного расширения ( α) и коэффициента изотермической сжимаемости пластовой нефти ( β) диапазон изменения температуры Δt от 20^оС до пластовой (при пластовом давлении), а также диапазон изменения давления ΔР от пластового до давления насыщения (при пластовой температуре) обоснован ОСТ 39-112-80 Нефть. Типовое исследование пластовой нефти. Таким образом, сепарация пластовой нефти при трех термобарических условиях обеспечивает получение информации ( ρ₁ > ρ₂ > ρ₃ ), достаточной для более точного по сравнению с существующим способом определения коэффициента изотермической сжимаемости пластовой нефти, а также температурного коэффициента объемного расширения, поскольку при этом исключается искажающее влияние на результат собственных изменений объемов поджимной жидкости и сосуда высокого давления от воздействия температуры и давления.

Способ реализуется следующим образом.

Глубинную пробу пластовой нефти из пробоотборника переводят в сосуд высокого давления и приводят к пластовым термобарическим условиям. Поддерживая в сосуде пластовое давление с помощью измерительного пресса, создающего давление на исследуемую пробу через рабочую поджимную жидкость, проводят сепарацию пластовой нефти на газ и нефть с регистрацией расхода пробы по прессу, объема газа сепарации и массы сепарированной нефти. Устанавливают плотность пластовой нефти с учетом суммарной массы газа и сепарированной нефти, а также объема пластовой нефти. Сепарацию проводят при трех термобарических условиях в сосуде - при пластовых, при пластовой температуре и давлении между пластовым и давлением насыщения, при пластовом давлении и 20^оС. Полученные данные используют для определения с повышенной точностью упругообъемных свойств пластовой нефти по предлагаемым расчетным выражениям.

П р и м е р. Глубинную пробу пластовой нефти из разведывательной скважины N 651 Балейкинского месторождения Оренбургской области, перфорированной в интервале 3412-3426 м пашийского горизонта, переводят из пробоотборника ПГ-1000 в ячейку рекомбинации (т.е. сосуд высокого давления) установки фазовых равновесий Альстом Атлантик и при длительном перемешивании приводят ее к пластовым термобарическим условиям (64^оС, 37,55 МПа). Далее, поддерживая в ячейке постоянное пластовое давление с помощью измерительного пресса, создающего давление на исследуемую пробу через рабочую поджимную жидкость (ртуть), проводят сепарацию пластовой нефти на газ и нефть. Для этого верхнюю часть сосуда высокого давления соединяют через вентиль тонкой регулировки и резиновый шланг последовательно со стеклянной ловушкой-сепаратором для нефти и газометром. В процессе сепарации регистрируют расход пробы по измерительному прессу (V_пр = =51,3 см³), объем полученного газа сепарации, приведенный к стандартным условиям - 0,1013 МПа, 20^оС (V_гс = 4,51 л), а также массу сепарированной нефти (G_сн = 31,5733 г). После этого давление в ячейке, находящейся при той же температуре, снижают до 15 МПа, что, однако, несколько выше давления насыщения пластовой нефти газом (10,4 МПа), путем обратного хода поршня, давящего на ртутную поджимку, и проводят повторную сепарацию с регистрацией V_пр, V_гс и G_сн. Наконец температуру ячейки с пробой снижают до 20^оС с поддержанием в ней пластового давления и проводят третью сепарацию, занося полученные результаты в таблицу.

По соответствующим значениям объема газа сепарации (V_гс), его плотности ( ρ_гс ), массы сепарированной нефти (G_сн) и объема пробы, израсходованной на сепарацию, в каждом случае устанавливают плотность пластовой нефти как отношение суммарной массы газа и сепарированной нефти к объему пластовой нефти, израсходованной на сепарацию. Полученные аналитические данные используют для определения с повышенной точностью температурного коэффициента объемного расширения и коэффициента изотермической сжимаемости пластовой нефти по предлагаемым расчетным выражениям
α = = 8,6·10^-4°C^-1;
β = = 11,3·10^-4МПa^-1.

Сущность изобретения: сепарируют пробу пластовой нефти при трех термобарических условиях в сосуде высокого давления: при пластовых температуре и давлении, при пластовой температуре и давлении ниже пластового, но выше давления помещения, при пластовом давлении и температуре 20°С. Определяют объем сепарируемой нефти, объем газа сепарации, массу сепарируемой нефти и рассчитывают по корреляционным формулам коэффициент изотермической сжимаемости и температурный коэффициент объемного расширения. 1 табл.

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УПРУГООБЪЕМНЫХ СВОЙСТВ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ, заключающийся в определении коэффициента изотермической сжимаемости и температурного коэффициента объемного расширения по результатам измерений PVT-соотношений для глубинной пробы в сосуде высокого давления с использованием измерительного пресса, создающего давление в сосуде через рабочую поджимную жидкость, отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения путем исключения влияния изменений объемов поджимной жидкости и сосуда высокого давления, сепарируют пробу пластовой нефти с регистрацией объема сепарируемой нефти по прессу, объема газа сепарации и массы сепарированной нефти, причем сепарацию проводят при трех термобарических условиях в сосуде выского давления: при пластовых температуре и давлении, при пластовой температуре и давлении ниже пластового, но выше давления насыщения, при пластовом давлении и 20^oС, а свойства пластовой нефти определяют по выражениям

где α - температурный коэффициент объемного расширения, град^-1;
b - коэффициент изотермической сжимаемости, МПа^-1;
r₁,ρ₂,ρ₃ - плотность пластовой нефти, соответствующая трем термобарическим условиям, г/см³, причем
ρ = (ν_г.с·ρ_г.с+G_сн/V_пр,
где ν_г.с и ρ_г.с - объем газа сепарации, л, и его плотность, г/л;
G_с.н - масса сепарированной нефти, г;
V_пр - объем сепарированной нефти, см³;
ΔТ - изменение температуры при сепарации, ^oС;
ΔP - изменение давления при сепарации, МПа;