Способ определения пластовых параметров нефти Советский патент 1989 года по МПК E21B49/00 

Изобретение относится к нефтега- зопоисковым работам, а точнее к исследованию скважин на продуктивность, и может быть использовано для ускоренного определения пластовых параметров газонасыщенной нефти и газо- конденсатных смесей, поступающих ца забой скважины, 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.

Поднятый из скважины пробоотборник 1 с рабочей системой разгазирования некоторое время вьщерживают в перевернутом положении для растворения газа, выделившегося из 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.

3150

С помощью переводной головки открывают рабочую камеру пробоотборника и по манометру отмечают давление в газонефтяной смеси, которое по отношению к давлению, замеренному в скважине, всегда меньше на величину п ., Последовательно увеличивают объем рабочей системы разгази рования и по манометру регистрируют давление начала разгазирования нефти и с помощью распределительного крана добиваются разделения нефтяной и газовой фаз в пробоотборнике, а затем .начинают вьтускать газ, при этом его поток устанавливают минимальным и регулируют во избежание выброса нефти из пробоотборника. О чистоте сепарации газа судят по количеству выделяющегося газового конденсата в ловушке.

Разгазирование газонасыщенных про нефти проводят со скоростью выпускаемого газа не более 2-3 л в минуту до избытоного давления в пробоотборнике не более 0,1 МПа. Замеряют выхо газа (VP) и объем нефти, слитой из пробоотборника и ловушки (VH). 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 высоком содержании парафина пробоотборник нагревают в горячей воде.

Рассчитывают значение параметров пластовой нефти:

Г (Vr-V,,)/VH Vr/Vn-l;

b V H/VH; P« (WH+ Wr)/Vn« ,

где Г, Ь,р„„- соответственно газосодержание по стабильной нефти (), объем- ный коэффициент (без- размерйая величина) и плотность пластовой нефти (кг/м );

VM, Vr - замеренные в см объе- мы стабильной нефти и газа сепарации, приведенного к стандартным условиям (20°С; О,101325 МПа); Vnu - объем пластовой нефти

пн

соизмеримы с объемом рабочеГ камеры пробоот 6 (Ф инк а, см ;

д 5 0

5

0

5

0

З

Q 5

WH. Wp - масса стабильной нефти

и газа сепарации, г. Использование глубинного пробоотборника в качестве основного устройства для разгазирования нефти позволяет отказаться от применения калиброванного пресса, термостата и термо- статирующей рубашки, значительно ускорить и упростить производство анализа в полевых условиях, повысить точность и кондиционность определений. Погрешность экспрессного определения пластовых параметров нефти в глубинном пробоотборнике не превысила 1% от промыслового газосодержания, которое замерялось 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 из 4-х человек и 3-х бригодо-смен на анализ глубинной пробы нефти в стационарной лаборатории обслуживающим персоналом из 3-х человек.

Для летучих Иефтей с газосодержанием до 1000 м /т и вьш1е, содержащих примесь сероводорода, применяют пробоотборники с переводными головками, конструкция которых обеспечивает прямой доступ в рабочую камеру пробоотборника, минуя его клапанную систему, и создание дополнительной емЛос- ти для приращения объема в рабочей системе разгазирования (конденсации) с выходом на манометр, а также работу в агрессивной среде при высоких давлениях.

Формула изобретения

Способ определения пластовых параметров нефти, включающий однократное разгазирование глубинной пробы в полевых условиях и определение пластовых параметров нефти, отличающийся тем, что, с целью повьш1ения производительности и точности определения, однократное раз- газирование глубинной пробы проводят непосредственно в глубинном пробоотборнике с рабочей системой разгазирования, объем которой увеличивают для разделения глубинной пробы на нефть и газ, регистрируют ;uiBjiciou .

начала разгаэирования нефти, выпускают газ из пробоотборника, отделяют газовый конденсат, а пластовые параметры нефти определяют по обт.емам, выпушенного газа, нефти в пробоотборнике и отделенного конденсата.

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 м³/т и выше, содержащей примесь сероводорода, применяют пробоотборники с переводными головками. 1 ил.