Способ определения коэффициентов прямой и обратной растворимости газа в пластовой жидкости и устройство для его осуществления

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разведке и эксплуатации нефтяных месторождений. Цель изобретения-повьшение точности определения . Изолируют пласт от скважинной жидкости и вызывают приток из пласта при давлении ниже давления на

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

„„SU„„14392

Ai (51) 4 Е 21 В 49/08

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО.ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ

Н АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4187425/22-03 (22) 28.01.8? (46) 23.11.88. Бюл. Р 43 (71) Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения (72) В.В.Белогуров и М.Л.Карнаухов (53) 622 ° 242(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

У 1346775, кл. Е 21 В 47/06, 21.04.86. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПРЯМОЙ И ОБРАТНОЙ РАСТВОРИМОСТИ

ГАЗА В ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ (57) Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разведке и эксплуатации нефтяных месторождений. Цель изобретения-повьппение точности определения. Изолируют пласт от скважинкой жидкости и вызывают приток из пласта при давлении ниже давления на1439230 сыщения пластовой жидкости. Последнюю отбирают в пробоотборную камеру (ПК) 1 перед закрытием скважины (С).

Отобранную пробу сжимают в ПК 1 при закрытии С восстанавливающимся забойным давлением с0 скоростью, меньшей скорости восстановления забойного давления, до фазового перехода двухфазной пластовой жидкости в однофазную. Записывают диаграммы давления в ПК 1 при притоке и восстановлении давления в ней. По скачку на диаграмме определяют давления фазового перехода. Повторно открывают С на приток.

Уменьшают забойное давление Р со скоростью, меньшей скорости снижения забойного давления Р, до фазового перехода однофаэной пластовой жидкосИзобретение относится к нефтяной промьшыенности, касается определения физических параметров нефти в сква1 жинных условиях и может быть исполь— зовано при разведке и эксплуатации нефтяных месторождений, Целью изобретения является повышение точности определения коэффициентов прямой и обратной растворимости газа в пластовой жидкости.

На фиг.i изображено пробоотборное устройство; на фиг.2 — диаграмма изменения давления в пробоотборной камере, 15

Устройство (фиг.1, представляет собой пробоотборную камеру 1, расположенную в проточной зоне 2 и помещенную в корпус пробоотборника 3.

Камера разделена на две части гидрав- 20 лическим реле 4 времени. В обеих частях пробоотборной камеры установлены два плавающих поршня 5 и 6, пространство между которыми заполнено тормозной жидкостью с низким коэффициентом объемной упругости (минеральное масло и т.п.). Пространство 7 над верхним поршнем 6 заполнено инертным газом (азот и т.п.) под атмосферным давлением. При наличии перепада давления 30 в верхней и нижней частях пробоотборной камеры плавающие поршни 5 и 6 синхронно перемещаются относительно ти в двухфазную. Коэффициенты прямой

o(и обратной растворимости газа в пластовой жидкости определяют по формулам с(= ((V„-V .)/V„ )-Р„; а(=

f(V„-V„) /V„J Р, где V „- объем пробоотборной камеры; Ч вЂ” .объем, занимаемой пластовой жидкостью в ПК 1.

Устройство для осуществления способа содержит плавающие поршни 5, 6, ПК 1, выполненную из двух частей, разделенных гидравлическим реле 4 времени.

В каждой из частей ПК 1 размещены поршни 5 и 6, что позволяет управ- ! лять процессом сжатия и расширения пробы. С помощью коэффициентов p(< и

c(можно определить давление насьпцения и газовый фактор, 2 с.п. ф-лы, 2 ил. друг друга, перекачивая тормозную жидкость из одной части пробоотборной камеры в другую. Для регистрации изменения давления в пробоотборной камере установлен чувствительный измеритель 8 давления. Внутренняя полость пробоотборной камеры сообщается со скважинным пространством через отверстия 9-13. Верхняя часть пробоотборной камеры 14 соединена со штоком (не показан) запорно-поворотного клапана.

Устройство работает следующим образом.

В компоновке испытательного оборудования пробоотборное устройство присоединено непосредственно к запорно-поворотному клапану (ЗПК). Это необходимо для того, чтобы соединить силовой шток ЗПК с верхней частью пробоотборной камеры 14 ° В исходном положении отверстия 9 и 10 совмещены (фиг ° 1) ° Разгрузкой оборудования на забой скважины сообщают подпакерное пространство с внутренHeé полостью бурильных труб. Для вызова притока из пласта создают депрессию, обеспечивающую снижение забойного давления ниже давления насыщения пластовой жидкости. Под действием перепада между пластовым давлением и давлением в трубах пластоПри необходимости скважину вновь закрывают для регистрации восстановления давления вращением колонны на десять оборотов.

После окончания испытания оборудование извлекают на поверхность, проводят дегаэацию пробы и определяют объем пробоотборной камеры, заполненный жидкостью, V 728 см . Объем пробоотборной камеры 7к = 750 см .

Тогда, пользуясь известными формулами, определяют коэффициенты прямой и обратной растворимости газа в нефти

Va — Vg

= — — — --P =038 в 2

Управление процессом сжатия и расширения пробы достигается тем, что во внутренней полости пробоотборной камеры размещены два плавающих поршня, выполненных с возможностью взаимодействия друг с другом через гидравлическое реле времени. Это приводит к тому, что рост или снижение давления в пробоотборной камере происходит со скоростью, меньшей скорости восстановления или снижения забойного давления.

Знание коэффициентов прямой и обратной растворимости газа в нефти необходимо для правильного проектирования конструкции глубинного насоса и режимов его работы. При несоблюдении этих требований возникают различные нежелательные явления в работе насосов (срыв подачи насоса под действием rasa, помпаж и т.д.). .Кроме этого, знание коэффициентов растворимости позволяет определять такие параметры, как давление насыщения, газовый фактор и другие. С помощью предлагаемого способа появляется возможность на стадии опытной эксплуатации скважины с помощью испытателя пластов в скважинных условиях определить эти параметры.

Формула и з обретения

1. Способ определения коэффициен тов прямой и обратной растворимости газа в пластовой жидкости при испытании скважины испытателем пластов, включающий изоляцию пласта от скважинной жидкости, создание депрессии

1439230 вая жидкость (нефть) поступает в трубное пространство. В этот момент происходит заполнение пробоотборной камеры 1 жидкостью. Поршни 5 и 6 под действием перепада давления в плас- те и атмосферным в пробоотборной камеры перемещаются вверх, вытесняя тормозную жидкость через реле 4 из одной части пробоотборной камеры в другую. Применение реле необходимо для того, чтобы уменьшить темп разгазирования нефти, которая при испытании поступает в трубы в виде нефтегазовой смеси. Измеритель 8 давле.ния фиксирует рост давления в трубах (кривая притока КП, фиг.2).

Вращением бурильной колонны на десять оборотов закрывают скважину для восстановления забойного давления. При этом шток ЗПК, перемещаясь вверх, сообщает отверстия 11 и 12 между собой. По мере восстановления забойного давления поршни 5 и 6, перемещаясь, сжимают нефтегазовую смесь 25 в пробоотборной камере. Темп роста давления в камере происходит со скоростью, меньшей скорости роста забойного давления (на величину перепада давления на гидравлическом сопротив- Эц лении реле 4). Это позволяет на диаграмме давления зарегистрировать ска.чок давления, соответствующий фазовому переходу двухфазной смеси в однофазную (фиг.2, кривая восстановления давления КВД ). Это давление соответствует точке растворения газа в нефти P., (P, = 13,6 МПа).

Открытие скважины на приток во втором цикле испытания производится 4р повторным вращением бурильной колонны на десять оборотов, сообщая при этом проточную зону 2 и пространство в пробоотборной камере над верхним поршнем через отверстия 11 и 13 ° Пос- 45 кольку давление в нижней части пробоотборной камеры больше, чем в проточ— ной зоне, нижний поршень 5 начинает перемещаться вверх, вызывая расширение жидкости, находящейся в пробоотборной камере 1. Наличие реле 4 позволяет производить расширение со скоростью, достаточной для регистрации измерителем давления 8 скачка давления, соответствующего фазовому переходу однофазной жидкости в двухфазную. Давление Р, соответствующее началу выделения газа из нефти, равно 12,8 МПа (фиг.2).

l 439230 где Р, и P. соответственно давления фазовых переходов двухфазной пластовой жидкости в однофаэную и наоборот; объем пробоотборной камеры; объем, занимаемый пластовой жидкостью в пробоотборной камере.

v„- v<

= — — — — р

P V 1 Ф ж

ВПИШИ Заказ 6048/30 Тираж 531 Подписное

Произв.-полигр. пр-тие, r. Ужгород, ул. Проектная, 4 на пласт и вызов протока из пласта при давлении ниже давления насыщения пластовой жидкости, отбор пластовой жидкости в пробоотборную камеру перед закрытием скважины, сжатие отобранной пробы пластовой жидкости в пробоотборной камере при закрытии скважины восстанавливакщимся забойным давлением со скоростью, меньшей скорости восстановления забойного давления, до фазового перехода двух,фазной пластовой жидкости в однофаэ.ную и запись диаграммы давления в

;пробоотборной камере при притоке и восстановлении давления в ней и опре :деление по скачку на диаграмме давления фазового перехода, о т л и— ч а ю -шийся тем, что, с целью повышения точности определения, повторно открывают скважину на приток,E уменьшают забойное давление со скоростью, меньшей скорости снижения забойного давления, до фазового перехода однофазной пластовой жидкости в. двухфазную, а коэффициенты прямой е( и обратной e(растворимости газа в пластовой жидкости определяют по формулам

2, Устройство для определения коэффициентов прямой и обратной растворимости газа в пластовой жидкости, включающее устанавливаемую в проточную зону скважины пробоотборную камеру с размещенными в ней плавакщим поршнем, гидравлическим реле времени и измерителем давления, о т л ич а ю щ е е с я тем, что, с целью повышения точности определения, оно снабжено дополнительным плаванзцим поршнем„ п обоотборная камера выполнена иэ двух частей, разделенных гид30 равлическим реле времени, в каждой . иэ которых размещены плавающие поршни.