Способ исследования пластового флюида Советский патент 1992 года по МПК G01N25/00 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам исследования пластовых нефтей.

Известен способ определения состава сырой нефти, включающий постепенное вы- паривание при нагреве исходного сырья, последующий отбор выделяющихся компонентов, их сепарацию, определение объемов полученных компонентов и составление объемного баланса компонентов, входящих в исходное сырье.

Способ предусматривает определение состава сырых нефтей в автоматическом режиме.

Недостатком способа является то, что он не позволяет определять физико-химические характеристики и PVr-соотношения пластовых нефтей.

Наиболее близким к изобретению является способ исследования пластового флюида, заключающийся в отборе пробы, еетер- мостатировании, определении компонентною состава, молекулярной массы, плотности, газового фактора и вязкости.

Способ позволяет определить физико- химические характеристики пластовой нефти, PVT-соотношение и компонентный состав.

Недостатком способа является низкая эффективность вследствие длительности исследования и низкой достоверности определение состава пластового флюида обусловленной необходимостью прииеде- ния пробы пластового флюида в состояние двух разделенных фаз (нефть и газ)

Целью изобретения является сокращение времени анализа и повышение его достоверности.

Способ реализуется следующим образом Глубинный пробоотборник помещают

XI

00

ь

4Q

со

СА

в терморубашку, термостатируют при 20°С и приводят пробу пластовой нефти в однофазное состояние. После этого с помощью оттермостатированного пикнометра высокого давления определяют плотность нефти при 20°С, по которой рассчитывают молекулярную массу нефти. Далее отбирают пробу пластового флюида в микропробоотборник. Включают и выводят на хроматографы согласно руководству по эксплуатации. Микропробоотборник присоедийяют к испарителю через байпасную газовую линию, термостатируют. Газ-носитель проходит через микропробоотборник, омывая рабочую камеру снаружи. Затем поворотом гайки микропробоотборник открывается и проба пластового флюида впрыскивается в испа- ритель, а после испарителя делится делителем потока на две части: одна поступает в прибор для разделения углеводородных компонентов пластового флюида до С включительно, другая - во второй параллельно подсоединенный прибор для разделения неуглеводородных составляющих.

Хроматограммы фиксируются на двух потенциометрах. По полученному компонентному составу пластового флюида, плот- ности пластового флюида при 20°С определяют его физико-химические характеристики, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, вязкость по СТО 27,000.030-84.

Пример. Отбирают пробу пластового флюида Озерного месторождения в глубинный пробоотборник ВПП-300 в количестве

300 мл. Пробоотборник термостатируют при 20°С и перемешивают.

Часть пробы (5-6 мл) переводят в пикнометр высокого давления для определения

плотности пластового флюида при 20°С.

Далее из глубинного пробоотборника отбирают пробу пластового флюида в микропробоотборник объемом 10 мкл при давлении 200 ат для прямого хроматографичтзского определения компонентного состава.

Устанавливают микропробоотборник в испарителе хроматографа ЛХМ-80 (1) и термостатируют при 110°С 30 мин. Затем

вводят пробу пластового флюида одновременно на два прибора путем деления потока - на ЛХМ-80 (1) для определения углеводородного состава Ci-C на колонке с ТЗК, модифицированным 10% вазелинового масла, и на ЛХМ-80 (2) для определения двуокиси угл е рода и азота на колонке с полисорбом-1.

Условия хроматографирования:

1.Определение углеводородного соста- ва: колонка длиной 5 м, диаметр 3 мм, фракция 0,25 - 0,316, температура 80°С, режим изотермический.

2.Определение двуокиси углерода и азота: колонка длиной 4 м, диаметр 3 мм,

фракция 0,25 - 0,5, температура 20 ± 1°С.

Детектор - катарометр. Получают две Хроматограммы.

Далее по эмпирической зависимости определяют молекулярную массу по форму- ле

Использование: нефтегазодобывающая промышленность. Сущность изобретения1 отбирают пробу нефти, термос 1атируют и измеряют плотность при пластовом давлении. По эмпирической формуле рассчитывают молекулярную массу нефти для данной плотности. Путем одновременного хрома- тографического анализа углеводородной и неуглеводородной частей определяют компонентный состав флюида. По полученным данным рассчитывают давление насыщения, газовый фактор, вязкость, компонентный состав, плотность и молекулярную массу разгазированной нефти и газа.

Мн:

JP

20,0263-11,6971 ря р 20- 7,4469 (р р 20)2

где / нр 20 - плотность пластового флюида при 20°С, кг/м3.

По данным хроматографического анализа, плотности и молекулярной массе методом внутреннего стандарта определяют компонентный состав пластового флюида,

Используя компонентный состав пластового флюида, определяют его физико-хи- мй ческиег характеристики: давление насыщения, газосодержание, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, вязкость, компонентный состав газа и раз- газированной нефти по СТО 27.000.030-84 Расчет состава и свойств нефти, газа и воды нефтяных месторождений Западной Сибири.

JP

Р.20

Формула изобретения

Способ исследования пластового флюида, заключающийся в отборе пробы, ее термостатировании,определении

компонентного состава, молекулярной массы, плотности, газового фактора и вязкости, отличающийся тем, что, с целью сокращения времени анализа и повышения

его достоверности, плотность нефти измеряют после термостатирования при пластовых термобарических условиях, по полученному значению плотности р 20, определяют молекулярную массу нефти по

формуле