Способ определения давления насыщенияНЕфТи гАзОМ B СКВАжиНЕ Советский патент 1981 года по МПК E21B47/00 G01L9/00 

(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ В СКВАЖИНЕ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при исследовании нефтяных скважин и изучении термодинамических свойств нефтегазовых смесей.

Известен способ, заключающийся в том, что давление насыщения определяют по резкому изменению электропроводности испытуемого раствора в момент выделения газа. Для осуществления этого способа создают специальное устройство с двумя камерами постоянного объема, соединенными между собой капиллярным каналом 1.

Технология определения давления насыщения предусматривает дистанционное (с устья скважины) электрическое управление работы этого устройства. Однако такой способ не нащел применения в промысловых условиях из-за сложности технологии определения, необходимости изготовления специального прибора и использования сложной дорогостоящей наземной аппаратуры.

Известен способ определения давления насыщения нефти газом в скважине, включающий измерение давления в скважине при различных гидродинамических режимах 2.

Цель изобретения - повышение точности определения и упрощение технологии измерения.

Указанная цель достигается тем, что одновременно измеряют давление и температуру потока, а по скачку температурной кривой судят о давлении насыщения.

На фиг. 1 изображены кривые изменения давления и температуры нефтегазового потока по стволу скважины при условии, что забойное давление . больще давления насыщения Рца.а на фиг. 2 - кривая изменения забойной температуры tjag- в процессе снижения забойного давления при условии, что пластовое давление РПЛ больще РИОСДавление насыщения нефти газом в скважинных условиях определяют измерением давления и температуры нефтегазового потока по стволу скважины сверху вниз. Это обеспечивает предотвращение возмущения потока и фиксацию истинного значения исследуемых параметров. Для этого в скважину одновременно или раздельно спускают манометр и термограф и через каждые 10 - 80 М регистрируют давление и температуру потока, перемещая приборы сверху вниз. По полученным данным строят кривую 1 температуры и кривую 2 давления. При возможности эти кривые снимают при непрерывном перемещении приборов вниз со скоростью не более 5- 15 м/мин в соответствии с тепловой инерцией термографа. В зоне начала выделения газов будет отмечено снижение температуры на величину 9(Р))|,(Р ЛгСр-1и Р1 Сн .0 UI -.JJj где А 7 - снижение температуры нефтегазового потока, °С, - удельная теплота выделения (испарения) газов при текущих значениях давления Р, кал/кг; У - коэффициент растворимости газа в единице массы нефти при текущих значениях температуры, Т, кг/кг-атм; гДн -долевое количество массы, соответственного выделенного газа и нефти; С,.- удельная теплоемкость газа, кал/кг-град; С„- удельная теплоемкость нефти, кал/кг град; - коэффициенты дросселирования газа и нефти. соответственно град/атм; Д Р - величина снижения давления, атм (АР РН«С-); с - средняя теплоемкость нефтегазовой смеси, кал/кг-град; Р - текущее давление в стволе, атм. На кривой 1 по стволу скважины температурный эффект от процесса испарения и дросселирования газов дает четко выраженный излом 3, что свидетельствует о начале выделения газов. Давление, соответствующее этому излому, устанавливают по кривой 2 и принимают за давление насыщения нос- давление определяют проведением линии, параллельной оси абсцисс до пересечения с кривой давления 2. Продолжая линию до оси ординат, устанавливают глубину LH, соответствующую давлению насыщения. По верхней оси абсцисс определяют температуру tt, соответствующую давлению насыщения /нес- Порядок нахождения паti И ti по результатам исраметровфиг. 1 показан пунктирной. следования на линией. Если давление насыщения определяется в скважине с ,,f, то исследования проводят путем синхронного замера забойной температуры и давления. Спускают в скважину до забоя .самозаписывающие манометр и термограф и вводят ее в эксплуатацию с минимально возможным дебитом исходя из условия сохранения . и синхронно регистрируют температуру и давление на забое. Затем увеличивают режим отбора жидкости на 10 - 20%, что приводит к снижению забойного давления. В новом режиме также регистрируют температуру и давление. Таким образом, режим эксплуатации скважины изменяют до снижения забойного давления ниже предполйгаемого давления насыщения или до минимально возможной величины и при каждом режиме фиксируют температуру и давление на забое. Смену режима эксплуатации скважины производят через каждые 4 - 48 часа работы, в зависимости от характера ее работы: стабильности подачи, сроков установления термо- и гидродинамического режима в нефтегазовом потоке. Для фонтанных и газлифтных скважин смену режима эксплуатации производят увеличением диаметра штуцера. По излому температурной кривой в сторону уменьшения на бланке термограммы устанавливают давление насыщения по диаграмме давления, синхронизированной по времени регистрации исследуемых параметров. Или по полученным результатам строят график (фиг. 2) в системе: температура забоя - давление забоя и по началу излома 4 на температурной кривой 5 определяют давление насыщения нефти газом PHOV. и соответствующую этому температуру i нефтегазового потока. Формула изобретения Способ определения давления насыщения нефти газом в скважине, включающий измерение давления в скважине при различных гидродинамических режим ах, отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения и упрощения технологии измерения, одновременно измеряют давление и температуру; потока, а по скачку температурной кривой судят о давлении насыщения. Источники информации, принятые во внимание при экспертизе 1.Авторское свидетельство СССР № 238478, кл. Е 21 В 47/06, 1967. 2.«Нефтепромысловое дело, № 6, ВНИИОЭНГ, М., 1970, с. 11 - 13 (прототип).

Температура

Рнас Лабление, атм

Фиг. 1

ппРнас

Давление на забое, атм