Способ определения коэффициентов прямой и обратной растворимости газа в пластовой жидкости и устройство для его осуществления Советский патент 1988 года по МПК E21B49/08 

;--

(Л

с

4 ОЭ

;е

СО

сыщения пластовой жидкости. Последнюю отбирают в пробоотборную камеру (ПК) 1 перед- закрытием скважины (С). Отобранную пробу сжимают в ПК 1 при закрытии С восстанавливающимся забойным давлением со скоростью, меньшей скорости восстановления забойного давления, до фазового перехода двухфазной пластовой жидкости в однофазную. Записывают диаграммы давления в ПК I при притоке и восстановлении давления в ней. По скачку на диаграмме определяют давления фазового перехода. Повторно открьшают С на приток Уменьшают забойное давление Р, со скоростью, меньшей скорости снижения забойного давления Р,. до фазового перехода однофазной пластовой жидкости в двухфазную. Коэффициенты прямой о(п к обратной o(g растворимости газа в пластовой жидкости определяют по формулам о(р C(.,)/V,f 3 РМ о в (,)/V; Р2, где VK- объем пробоотборной камеры; V,,. - .объем, занимаемой пластовой жидкостью в ПК 1. Устройство для осуществления способа содержит плавающие поршни 5, 6, ПК 1, выполненную из двух частей, разделенных гидравлическим реле 4 времени. В каж,цой из частей ПК 1 размещены поршни 5 и 6, что позволяет управлять процессом сжатия и расширения пробы. С помощью коэффициентов /р и о( g можно определить давление насьш1е- ния и газовый фактор. 2 с.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разведке и эксплуатации нефтяных месторождений. Цель изобретения-повьшение точности определения . Изолируют пласт от скважин- ной жидкости и вызывают приток из пласта при давлении ниже давления на

1

Изобретение относится к нефтяной промышленности, касается определения физических параметров нефти в сква- ясинных условиях и может быть использовано при разведке и эксплуатации нефтяных месторождений.

Целью изобретения является повьше- ние точности определения коэффициентов прямой и обратной растворимости газа в гшастовой жидкости.

На фиг,1 изображено пробоотборное устройство; на фиг,2 диаграмма изменения давления в пробоотборной камере

Устройство (фиг.1) представляет собой пробоотборную камеру 1, расположенную в проточной зоне 2 и помещенную в; корпус пробоотборника 3 Камера разделена на две части гидрав- лическим реле 4 времени. В обеих частях пробоотборной камеры установлены два плавающих поршня 5 и 6, пространство между которыми заполнено тормозной жидкостью с низким коэффициентом объемной упругости (минеральное масло и т.п.). Пространство 7 над верхним поршнем 6 заполнено инертным газом (азот и т.п.) под атмосферным давлением. При наличии перепада давления в верхней и нижней частях пробоотборной камеры плавающие поршни 5 и 6 синхронно перемещаются относительно

друг друга, перекачивая тормозную жидкость из одной части пробоотборной камеры в другую. Для регистрации изменения давления в пробоотборной камере установлен чувствительный измеритель 8 давления. Внутренняя полость пробоотборной камеры сообщается со скважинным пространством через отверстия 9-13. Верхняя часть пробоотборной камеры 14 соединена со штоком (не показан) запорно-поворот- ного клапана.

Устройство работает следующим образом.

В компоновке испытательного оборудования пробоотборное устройство присоединено непосредственно к за- порно-поворотному клапану (ЗПК). Это необходимо для .того, чтобы соеди- 1шть силовой шток ЗПК с верхней частью пробоотборной камеры 14. В исходном положении отверстия 9 и 10 совмещены (фиг.1). Разгрузкой оборудования на забой скважины сообщают подпакерное пространство с внутренней полостью бурильных труб. Для вызова притока из пласта создают депрессию, обеспечиваюшую снижение забойного давления ниже давления насыщения пластовой жидкости. Под действием перепада между пластовым давлением и давлением в трубах штасто

вая жидкость (нефть) поступает в трубное пространство, В этот момент происходит заполнение пробоотборной камеры 1 жидкостью. Поршни 5 и 6 под действием перепада давления в плас- те и атмосферным в пробоотборной камеры перемещаются вверх, вытесняя тормозную жидкость через реле 4 из одной части пробоотборной камеры в другую. Применение реле необходимо для того, чтобы уменьшить темп раз- газирования нефти, которая при испытании поступает в трубы в виде нефтегазовой смеси. Измеритель 8 давле- ния фиксирует рост давления в трубах (кривая притока КП, фиг.2).

Вращением бурильной колонны на десять оборотов закрывают скважину для восстановления забойного давления. При этом шток ЗПК, перемещаясь вверх, сообщает отверстия 11 и 12 между собой. По мере восстановления забойного давления поршни 5 и 6, перемещаясь, сжимают нефтегазовую смес в пробоотборной камере. Темп роста давления в камере происходит со скоростью, меньшей скорости роста забойного давления (на величину перепада давления на гидравлическом сопротив- лении реле 4). Это позволяет на диаграмме давления зарегистрировать скачок давления, соответствуюш 1Й фазовому переходу двухфазной смеси в однофазную (фиг.2, кривая восстановления давления КВД ). Это давление соответствует точке растворения газа в нефти Р., (Р 1 13,6 Ша).

Открытие скважины на приток во втором цикле испытания производится повторным вращением бурильной колонны на десять оборотов, сообщая при этом проточную зону 2 и пространство в пробоотборной камере над верхним

поршием через отверстия 11 и 13. Пос- 45 другие. С помощью предлагаемо- кольку давление в нижней части пробоотборной камеры больше, чем в проточной зоне, нижний поршень 5 начинает перемещаться , вызывая расширение жидкости, находящейся в пробоот- gQ борной камере I. Наличие реле 4 позволяет производить расширение со скоростью, достаточной для регистрации измерителем давления В скачка давления, соответствующего фазовому переходу однофазной жидкости в двухфазную. Давление P/j, соответствующее началу вьщеления газа из нефти, равно 12,8 МПа (фиг.2),

го способа появляется возможность на стадии опытной эксплуатации скважины с помощью испытателя пластов в сква- жинных условиях определить эти параметры.

Формула изобретения

1439230

При необходимости скважниу вновь закрывают для регистрации восстановления давления вращением колонны на десять оборотов.

После окончания испытания оборудование извлекают на поверхность, проводят дегазацию пробы и определяют объем пробоотборной камеры, заполнен- ньй жидкостью, V 728 см. Объем пробоотборной камеры V 750 см. Тогда, пользуясь известными формулами,- определяют коэффициенты прямой и обратной растворимости газа в нефти

Vk - М

Р, 0,41;

В

.

v

P-j 0,38.

Управление процессом сжатия и расширения пробы достигается тем, что во внутренней полости пробоотборной камеры размещены два плавающих поршня, выполненных с возможностью взаимодействия друг с другом через гидравлическое реле времени. Это приводит к тому, что рост или С11ижение давления в пробоотборной камере происходит со скоростью, меньшей скорости восстановления или снижения забойного давления.

Знание коэффициентов прямой и обратной растворимости газа в нефти необходимо для правильного проектирования конструкции глубинного насоса и режимов его работы. При несоблюдении этих требований возникают различные нежелательные явления в работе насосов (срыв подачи насоса под действием газа, помпаж и т.д.). Кроме этого, знание коэффициентов растворимости позволяет определять такие параметры, как давление насыщения, газовый Фак °Р другие. С помощью предлагаемо-

го способа появляется возможность на стадии опытной эксплуатации скважины с помощью испытателя пластов в сква- жинных условиях определить эти параметры.

Формула изобретения

другие. С помощью предлагаемо-

5

на пласт и вызов протока из пласта при давлении ниже давления насьпде- ния пластовой жидкости, отбор пластовой жидкости в пробоотборную камеру перед закрытием скваж 1ны, сжатие отобранной пробы пластовой жидкости в пробоотборной камере при закрытии скважины восстанавливающимся забойным давлением со скоростью, меньшей скорости восстановления забойного давления, до фазового перехода двух- .фазной пластовой жидкости в однофазную и запись диаграммы давления в Пробоотборной камере при притоке и восстановлении давления в ней и определение по скачку на диаграмме давления фазового перехода, отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения, повторно открывают скважину на приток,i уменьшают забойное давление со скоростью, меньшей скорости снижения забойного давления, до фазового перехода однофазной пластовой жидкости в двухфазную, а коэффициенты прямЬй Мр и обратной o(g растворимости газа в пластовой жидкости определяют по формулам

Р,тд

W

№ PJ

tf

6

V

2

где Р. и Р„ Vv v соответствейно давления фазовых переходов двухфазной пластовой жидкости в однофазную и наоборот;

объем пробоотборной камеры ;

объем, занимаемый пластовой жидкостью в пробоотборной камере.

2. Устройство для определения коэффициентов прямой и обратной растворимости газа в пластовой жидкости, включающее устанавливаемую в проточную зону скважины пробоотборную камеру с размещенными в ней плавающим поршнем, гидравлическим реле времени и измерителем давления, отличающееся тем, что, с целью повьш1ения точности определения, оно снабжено дополнительным плавающим поршнем, п)обоотборная камера выполнена из двух частей, ра зделенных гидравлическим реле времени, в каждой из которых размещены плавающие поршни.