Способ определения компонентного состава газа в стволе скважины Советский патент 1989 года по МПК E21B49/00 

4 СП

to

о

05

со

1

Изобретение относится к ге чйским исследованиям и может использовано для определения

нентного состава газа в стволе нефте гдэовых, гидрогеологических рудных и угольных скважин а также для вы- Я1|ления нефтегазоносных пластов в ПС1ИСКОВЫХ и параметрических скважи- нг:х.

Целью изобретения является повы- ше ние точности определения компонент нсго состава газа в стволе скважин.

На чертеже изображено устройство, реализующее способ.

Устройство состоит из корпуса 1, внутри которого расположены калибро- вг;нные камеры 2. Камеры 2 посредствен селективно проницаемых мембран (молекулярных сит) 3 и отверстия 4 в корпусе сообщаются со стволом сква Ж1;:ны, Кроме того, камеры 2 сообщаются: через отверстия 5 посредством дренажной трубки 6 с боковыми отверстияэлектромагнитного затвора 7 с га

MIзс1сборником 8. Внутри камер 2 уста- нс1влены высокоточные датчики 9 давления. Также в устройстве расположе- ц электровакуумный насос 10, датчики 11.и 12 гидростатического давления и температуры, блок 13 телеметрии. ;

Устройство работает следуюгцим образом.

j В скважине устройство протягивают с определенной скоростью (возможна также дискретная запись на определен нь|х глубинах) . Через отверстия 4 и ме|мбраны 3 в калиброванные камеры 2 контейнера под действием перепада да1вления (гидростатическое давление в стволе скважины - давление в каме- рйх ниже атмосферного), поступают (диффундируют) из скважинного раст- вфа (или пластового флюида, находящегося в стволе скважины) разделенны компоненты газа (например, метан, этан,.водород, азот и пр.). Давления создаваемые проникшими в камеры разделенными компонентами газа, непрерывно регистрируются высокоточными датчиками 9, давления и посредством 13 телеметрии и каротажного кабе.ля 14 передаются на поверхность, на блок 15 анализа и обработки, зате 6j-(oK 16 регистрации, осуществляющий запись результатов обработки в мас- глубин и реального времени на плоттер либо на магнитную ленту.

Управление рабоГой всего устройства осуществляется с помощью блоков управления 17 и телеметрии 13, программным устройством 18, с помощью которого оператор задает тот или иной вариант опроса датчиков устройства, продолжительность операций отбора проб газа, количество и интервалы глубин для экспозиций. Синхрони aatlHH работы блока 17 управления осуществляется от датчика 19 глубин.

Для введения поправок при расчетах компонентного состава газов периодически опрашиваются датчики гидростатического давления 11 и температуры 12,

Использование способа в различных скважинах позволит резко повысить оперативность определения компонентного состава газа, выявлять с большо точностью нефтегазовые пласты в параметрических и- поисково- разведочных скважинах, выявлять поинтервально компонентньй состав газов в сложно построенных коллекторах, где близко расположенные тонкослоистые пласты- коллектора имеют различный химсостав а значение химсостава важно для подсчета запасов попутных газов и выработки оптимальных режимов эксплуатации скважин, повышения нефтеотдачи залежи.

Способ также применим при иссле- довании гидрогеологических и рудных скважин, где по ореолам рассеяния различных компонентов (и редких элементов) осуществляется псГиск рудных и других тел. Поинтервальное исследование угольных скважин позволит быстро и точно определить.интервалы с горючими газами,

Формула изобретения

Способ определения компонентного состава газа в стволе скважины, включающий отбор проб газа из ствола скважины .в контейнер, отличающийся тем, что,- с целью повыше-г ния точности определения, пробы газа разделяют на составляющие компоненты посредством селективно проницаемых мембран, заключают компоненты в калиброванные камеры контейнера, в каждой из которых непрерывно замеряют давление, по которому определяют компонентный состав газа.

l-Щ

у f

®

Изобретение относится .к геофизическим исследованиям. Цель - повышение точности определения. Отбирают пробу газа из ствола скважины в 1сон- тейнер. Пробы газа разделяют на сое-. тавлякяцие компоненты посредством селективно проницаемых мембран. Заключают компоненты в калиброванные камеры контейнера, в каждой из которых непрерывно замеряют давление. По нему определяют компонентный состав газа. Использование предлагаемого способа в различных скважинах повышает оперативность определения состава газа и выявляет поинтервально его компонентный состав в сложно построенных коллекторах. Поинтервальное исследование угольных скважин позволяет быстро и точно определить интервалы с горючими газами. .1 ил. о (Л