Способ определения давления смешиваемости жидких и газообразных углеводородов

 

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК б11 С 01 N 7!00

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ /

Н A BTOPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 3741540/23-26 (22) 31 . 01 . 84 . (46) 07.10.86. Бил. Ф 37 (71) Башкирский государственный университет им. 40-летия Октября (72) К.Ш. Ямалетдинова, П.А.Ковалева и Г.А.Халиков (53) 543 72(088 8) (56) Полянский В.Г., Дегтярев Н.M.

Влияние давления и состава газа на нефтеотдачу при вытеснении нефти газом высокого давления. — Труды

СевКавНИПИнефть, вып. У1, 1970.

Сабиров Х.Ш. Исследование процесса вытеснения нефти из рифогенных коллекторов растворителем и газом вы. сокого давления. Дис. на соиск.учен. степ. канд. техн. наук. вЂ, М., 1963, с. 163.

„„SU„1262346 А 1 (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ

СМЕШИВАЕМОСТИ ЖИДКИХ И ГАЗООБРАЗНЬБ

УГЛЕВОДОРОДОВ (57) Изобретение относится к спосо-бу определения давления смешиваемости жидких и газообразных углеводородов, может быть использовано при учете и разработке нефтяных залежей, и позволяет повысить точность и достоверность определения давления. Спо-. соб реализуется на капиллярной установке высокого давления. Она содержит капилляр, помещенный в кювету 2 и укрепленный между головками 3. Капилляр представляет собой модель единичной поры пласта и выбирается в каждом конкретном случае. С обеих сторон капилляра установлены образцовые манометры 5, один из которых через игольчатые вентили 6 высокого давления связан с емкостью 8 для закачки газа, а другой — с емкостью 7 для закачки пластовой нефти. Обе емкости соединены с прессами 9. 1 ил.

1262346

Давление на контакте агентов, МПа

15,0 !9,5

20,0 21,0 21,5 22,0

22,5

P переходной зоны, мкм

0,88

0,99 1,04 1,08

1,!3

1,17

Изобретение относится к раэработ1 ке нефтяных залежей, а именно к способам, с помощью которых в лабораторных условиях исследуются процессы, происходящие в,продуктивном пласте при разработке нефтяных залежей.

Цель изобретения — повышение точности и достоверности определения давления смешиваемости нефти и газа.

На чертеже приведена принципиальная схема капиллярной установки высокого давления.

Капиллярная установка высокого давления включает капилляр 1 из квар— цевого стекла, который помещается в кювету 2 и укрепляется между головками 3, привинченными к тяжелой станине 4 из стали. Капилляр представлйет модель единичной поры пласта и 211 выбирается в каждом конкретном случае. С обеих сторон капилляра уста- 1 навливаются образцовые манометры 5.

На установке используются игольчатые вентили 6 высокого давления типов 2S

ВЛ-2 и ВЛ-3. Для закачки пластовых нефти и газа служат емкости 7 и 8 и прессы 9, с помощью которых реализуется предлагаемый способ.

Установка работает следующим о6- ЗО разом.

Нефть из емкости 7 эакачивают в капилляр 1 до появления ее в другом конце, чем достигается вытеснение воздуха из него, гаэ из емкости 8 закачивают в капилляр, чем достигается контактирование исследуемых нефти и газа, Визуальное наблюдение га— зонефтяного контакта осуществляют при помощи микроскопа МБС-9 1О. По 4О установлению стабилизированной переходной эоны смешивания нефти и газа в области их контакта судят о давлении смешиваемости, для чего наблюдают за изменением длины переходной 4 зоны при постепенном повышении давления и фиксируют давление, при кото-. ром дальнейшего увеличения переходной зоне не происходит.

Пример 1. Проводят исследования давления смешиваемости нефти (BII3KocTb 4,15 МПа с, плотность

0,829 кг/м, давление насыщения

8,1 МПа, проницаемость 1,5 Д, соответствующий диаметр капилляра 10 MKM) и природного газа с различным содержанием промежуточных компонентов (С,-C ) .

Сначала капилляр заполняют нефтью до появления ее в другом конце. 3атем со стороны последнего вводят природный газ определенного состава.

Контакт между жидким и газообразным углеводородами устанавливают под объективом микроскопа и начинают одновременно с обеих сторон капилляра повышать давление в системе, что приводит к образованию на этом контакте переходной зоны. С этого момента (— 1О мин от начала опыта) начинают измерение ширины переходной зоны, например, на экране видеомагнитофона или на фотопленке. Когда ширина переходной зоны стабилизируется, фиксируют величину давления в системе, которое и принимают за давление сме— шиваемости. Таким образом, по установлению стабилизированной переходной зоны на контакте жидкого и газообразного углеводородов судят о величине давления их смешивеемости.

В результате визуального наблюдения за образованием стабилизированной переходной зоны на контакте исследуемой нефти и газа с содержанием промежуточных компонентов (Cz-С ) 707 установлено,что давление смешиваемости составляет

23,5 MIIa, при содержании С вЂ” Сб до

147 — 35,7 ИПа. В табл.) приведены результаты определения давления смешиваемости исследуемой нефти с природным газом, содержащим 707 промежуточных компонентов Cz-C6

Таблица1

126?346

Продолжение табл.!

Давление

25,0

23 0 23 4 23 5 23 6 23 7 23 7

1,28 1,28 . 1,28

1,28

l,21 1,26

8КЮ

Й

m муле

Таблица 2

Опыт тановке и установке с ислользованием кернового материала, основной частью которой является цилиндрический кернодержатель, заполненный естествен- 4> ными кернами.

Технические параметры установки:

Максимальное рабочее давление, МПа 30,0

Максимальная рабочая темо пература, С 50,0

Внутренний диаметр кернодержателя, м 0,03

Длина кернодержателя, м

Показатели

2 3

Давление вытеснения, МПа

10 0 14 0 16 0 18 0

Коэффициент нефтевытеснения, Е

59 92 92

1,0

Согласно известному способу давление повышают ступенями, а в капиллярной модели — непрерывно. Кроме того, капилляр выполнен из кварцевого стекла с внутренним диамет1 ром, равным среднему диаметру пор пласта, который определяется по форгде d — средний диаметр пор пласта, мкм;

К вЂ” средняя проницаемость, мР; и — пористость; структурный коэффициент.

Например, для исследуемого месторождения средняя проницаемость К = — 1,5 10 м, пористость ш = 0,28 структурный коэффициент (= 2,6. Используя формулу (1), получаем d — !0,56 мкм.

Пример 2. Подтверждают повышение точности определения давления смешиваемости на керновом материа— ле.

Опыты проводят на капиллярной усДавление смешиваемости на керновом материале определяют по известной методике.

Осуществляют вытеснение нефти газом из кернодержателя, предварительно насыщенного нефтью, при различных давлениях. По прекращению роста коэффициента нефтевытеснения (отношения объема вытесненной нефти к начальному ее объему в кер— нодержателе) судят о давлении смеши—

2о ваемости нефти и газа.

Проводят определение давления смешиваемости нефти(вязкость 2,6 МПа с, плотность 0,847 г/см и давление на 3 сыщения 8,6 МПа) с природным газом

30 того же месторождения с содержанием промежуточных компонентов (C — С )

47Е. Проницаемость, пористость и средний диаметр пор пласта соответственно равны 1,39; 0,23 и 22,6 мкм.

Коэффициент ожимаемости нефти 8,1> 10-4

Результаты исследований на керновом материале приведены в табл.2,.

12623

46 ти.

Составитель М.Серов.

Тех р ед В . Кадар

Корректор N.Максимишинец

Редактор О.Бугир

Заказ 5418/39 Тираж 778 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-полиграфическое предприятие, г,Ужгород, ул.Проектная,4

I

Как видно из табл. 2 при давлениях

16,0 MIla и выше коэффициент нефтевыгеснения остается постоянным, раьным

927. Таким образом, давление смешиваемости составляет 16,0 МПа.

В капиллярной модели давление смешиваемости тех же нефти и газа получают равным 16,0 МПа. Как показывают сравнительные опыты на керновом материале, значения давления смеши- 10 ваемости, определенные на капиллярной модели и на керновом материале, совпадают.

Пример 3. Определяют давление смешиваемости на капиллярной мо- .15 дели при одностороннем сжатии. В опытах используют нефть и газ с теми же физико-химическими свойствами и проводят их применительно к нефтяному месторождению, указанному в приме- 20 ре 2.

Воздействуя с обеих сторон капилляра, т.е. одновременно повышая даве ление с обеих сторон от двух источников давления, давление смешиваемости используемых нефти и газа. получают равным 16,0 МПа.

Для сопоставления осуществляют повышение давления тдлько со сторо — 30 ны rasa, т.е. при одностороннем воздействии (сжатии). Однако при этом проИсходит смещение зоны контакта между. газом и нефтью в сторону нефти, что не позволяет проводить наблю-З5

I дение эа переходной зоной и, следовательно, определить давление смешиваемости.

Использование предлагаемого способа определения давления смешиваемости жидких и газообразных углеводородов обеспечивает возможность получения более точного результата при проведении анализа в лабораторных условиях предварительно перед непосредственной разработкой нефтяных залежей воздействием газа высокого давления в режиме смешивающего вытеснения нефФормула изобретения

Способ определения давления смешиваемости жидких и газообразных углеводородов в нефтеносном пласте, включающий их контактирование в прозрачной трубке, повышение давления и наблюдение за зоной контакта между ними, отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения давления смешиваемости, контактирование осуществляют в капиллярной трубке диаметром, равным среднему диаметру пор пласта, давление повышают с двух сторон трубки и одновременно наблюдают в зоне контакта появление переходной зоны, фиксируют изменение ее длины и о давлении сме— шиваемости судят по прекращению увеличения длины этой эоны.