Способ контроля глубинной пробы



Способ контроля глубинной пробы
Способ контроля глубинной пробы
Способ контроля глубинной пробы
Способ контроля глубинной пробы
Способ контроля глубинной пробы
Способ контроля глубинной пробы
Способ контроля глубинной пробы

 


Владельцы патента RU 2490451:

Павлов Андрей Александрович (RU)
Общество с ограниченной ответственностью "Союзнефтегаздинамикк" (RU)

Изобретение относится к технике отбора глубинных проб в нефтяных и газовых скважинах и предназначено для контроля параметров глубинной пробы без разгерметизации пробоотборной камеры для повышения эффективности процесса доставки пробы из пласта в лабораторию для анализа. Техническим результатом является контроль параметров полного объема глубинной пробы, получение достоверной информации о флюиде, создание экономически эффективного способа контроля. Способ включает отбор глубинной пробы пробоотборником и транспортировку ее к поверхности. При этом поднятую на поверхность герметизированную пробоотборную камеру устанавливают в различных положениях под вертикальными углами не более 180 градусов и производят измерения флюида с помощью первичных датчиков, установленных внутри пробоотборной камеры на поверхности разделительного поршня, затем анализируют и вычисляют содержание глубинной пробы. 7 ил.

 

Изобретение относится к технике отбора глубинных проб в нефтяных и газовых скважинах и предназначено для контроля параметров глубинной пробы без разгерметизации пробоотборной камеры для повышения эффективности процесса доставки пробы из пласта в лабораторию для анализа.

Пластовые флюиды в нефтяных или газовых скважинах обычно представляют собой смесь нефти, газа и воды. Фазовое соотношение компонентов смеси определяется давлением, температурой и объемом пластовых флюидов, заключенных в ограниченном пространстве. В подземных породах высокое давление скважинных флюидов часто вызывает поглощение газа нефтью с образованием перенасыщенных растворов. При понижении давления поглощенные или растворенные газообразные соединения выделяются из жидкой фазы пробы. Точные измерения давления, температуры и состава пластового флюида из конкретной скважины влияют на оценку экономической целесообразности добычи флюидов из скважины. Эти данные дают также информацию относительно путей достижения максимальной эффективности заканчивания и освоения соответствующего коллектора углеводородов.

В глубоких скважинах температуры часто превышают (149°C)При извлечении горячей пробы пластового флюида на поверхность, где температура составляет порядка 22°C, из-за падения температуры проба пластового флюида стремится сократиться в размерах. Если объем пробы остается неизменным, такое сокращение приводит к существенному уменьшению давления пробы. Падение давления приводит к изменениям параметров, присущих пластовому флюиду в естественном залегании, что может обусловить фазовое разделение жидкостей и газов, поглощенных пробой пластового флюида. Разделение фаз влечет за собой существенное изменение характеристик пластового флюида и уменьшает реальные возможности оценки реальных свойств пластового флюида. Для преодоления этого недостатка необходимо поддерживать пробы пластового флюида под давлением.

Из-за неопределенности процесса восстановления проб приходится сомневаться в достоверности результатов любых лабораторных исследований восстановленных однофазных проб нефти на PVT-свойства.

Известен ряд методов анализа скважинных флюидов в условиях скважины.

- Метод, предусматривающий отбор пробы скважинного флюида путем ее извлечения на поверхность. Так известен способ определения типа флюида, основанный на отборе проб пластового флюида глубинным пробоотборником и последующей его транспортировке к поверхности с сохранением пластовых условий Тип флюида определяется в лаборатории (Амикс Дж. И др. Физика нефтяного пласта, 1962, с.335-338). Недостатком способа является его большая трудоемкость, что предопределяет большой расход времени на необходимые исследования.

Метод, предусматривающий в процессе подъема пробы выпуск флюида из пробоотборника, непрерывное измерение плотности флюида в пробоотборнике и по характеру изменения этого параметра судят о типе флюида. Известен способ определения типа пластового флюида (авт. св. СССР №768953) основанный на том, что при подъеме пробы давление в пробоотборнике снижается за счет выпуска части флюида и упругого расширения оставшейся части. При этом плотность флюида непрерывно уменьшается. При давлении, равном давлению фазового перехода, флюид в пробоотборнике из однофазного состояния переходит в двухфазное. В том случае, когда флюид представлен жидкостью, из нее будет выделяться газ и скапливаться в верхней части пробоотборника, За счет выделения газа уменьшение плотности флюида резко замедлится и даже может начаться процесс увеличения этого параметра. В случае, когда флюид представлен газом, из него будет выделяться жидкость и скапливаться на дне пробоотборника. При этом за счет выделения жидкости уменьшение плотности флюида резко усилится. Таким образом, по характеру изменения плотности флюида можно судить о его типе.

Известен способ определения давления пробы пластового флюида (пат. РФ 2115802), заключающийся в измерении ручными методами давление глубинной пробы пластового флюида в приемной камере пробоотборника без открытия запорного клапана в неограниченном диапазоне давлений и на любой стадии исследования пластовых флюидов.

Известен способ эксплуатации скважин, в частности нефтяных и газовых, включающий оборудование устья и забоя, перфорацию и освоение, спуск скважинного прибора в эксплуатационную колонну и проведение гидродинамических и геофизических исследований (см. Жуков А.И., Чернов Б.С.и Базлов М.Н. Эксплуатация нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1961). Недостатком указанного способа является дискретность получения гидродинамической и геофизической информации в процессе эксплуатации скважины. Как правило, проводят исследования, прерывая добычу нефти или газа и используя кабельный канал связи или автономную запись параметров с последующей расшифровкой после извлечения прибора из скважины.

Прототипом данного технического решения является патент РФ 2348806, в котором предлагают способ для непрерывного контроля целостности находящейся под давлением

пробы флюида, отобранной в скважине путем отбора глубинной пробы пробоотборником и транспортировки ее к поверхности. После отбора глубинной пробы устройство непрерывной регистрации данных, прикрепленное к скважинной пробоотборной камере, периодически, т.е. через определенные промежутки времени измеряет температуру и давление глубинной пробы. Кроме того, пробу подвергают оптическому анализу с применением излучения в ближнем/среднем диапазоне инфракрасной (ИК-) области и в видимой области спектра, что позволяет на месте изучать свойства пробы и уровень ее загрязнения. Анализ пробы на месте ее отбора включает в себя определение газового фактора, плотности нефти в градусах АНИ, а также многих других параметров, которые можно оценить при помощи обученной нейронной сети или хемометрического уравнения. Кроме того, с помощью изгибного механического резонатора (т.е. резонатора, в котором возбуждаются изгибные колебания) можно измерять плотность и вязкость флюида, на основании которых можно проводить оценку дополнительных параметров, используя обученную нейронную сеть или хемометрическое уравнение. Во избежание нежелательного падения давления или других последствий отвода малой пробы в устройство непрерывной регистрации данных в пробоотборном резервуаре создают избыточное давление.

К недостаткам прототипа можно отнести исследование части пробы, заключенной в небольшом объеме, между двух клапанов модуля контроля, установленном на пробоотборной камере. Причем эта часть пробы может быть особенно представительной, в то время как большая часть пробы, заключенная в пробоотборной камере может быть плохого качества (например, большое содержание воды). Из-за неопределенности процесса восстановления проб приходится сомневаться в достоверности результатов любых лабораторных исследований восстановленных однофазных проб нефти на PVT-свойства.

У систем измерения параметров пластового флюида, которые работают в скважинных условиях, близких к предельным, имеется вероятность отказов или ошибок, которые существенно возрастают и как следствие это может привести к ошибочным выводам о процентном содержании пробы. После отбора глубинной пробы и доставку на поверхность земли ее можно проанализировать. Существуют установки для экспресс-анализа (Нефтегазовое обозрение. 2007. Расширение спектра гидродинамических исследований скважин, стр.64). Установка для выборочного экспресс-исследования части пробы из пробоотборной камеры может быть мало эффективна, поскольку выбирается лишь часть пробы, кроме того, в промысловых условиях это является дорогим удовольствием и требует высокой квалификации персонала. Ввиду существенной удаленности объектов исследования от лабораторий анализа проб пластовых флюидов, транспортные расходы весьма высоки.

Целью предлагаемого технического решения является контроль параметров полного объема глубинной пробы, получение достоверной информации о флюиде, создание экономически эффективного способа контроля.

Поставленная цель достигается путем использования способа контроля глубинной пробы путем отбора глубинной пробы пробоотборником и транспортировки ее к поверхности. При этом поднятую на поверхность герметизированную пробоотборную камеру устанавливают в различных положениях под вертикальными углами не более 180 градусов и производят измерения флюида с помощью первичных датчиков, установленных внутри пробоотборной камеры на поверхности разделительного поршня, затем анализируют и вычисляют содержание глубинной пробы.

На рис.1 показано устройство для реализации способа, которое состоит из: 1 - канал для флюида, 2 - обратный клапан, 3 - корпус пробоотборной камеры, 4 - поверхность разделительного поршня, 5 - первичные датчики, 6 - регистратор, 7 - разделительный поршень, 8 - порт связи, 9 - упорная шайба, 10 - адаптер и измеритель вертикального угла α, 11 - линия связи, 12 - считывающее устройство (или компьютер) 13 - источник давления, 14 - аккумуляторная батарея, 15 - датчик давления и температуры.

На рис.2 показана работа устройства. После попадания в корпус пробоотборной камеры 3 через канал для флюида 1 и обратный клапан 2 флюид начинает отстаиваться, причем более тяжелые примеси (например, вода) оказывается внизу. При вертикальном положении пробоотборной камеры это хорошо показывают первичные датчики 5, расположенные на поверхности 4 разделительного поршня 7. Их показания запоминаются в регистраторе 6 и/или поступают через порт связи 8 на электрические контакты адаптера и измерителя 10 вертикального угла α положения пробоотборной камеры по линии связи 11 в считывающее устройство (или компьютер) 12. Приводя пробоотборнтборную камеру в положения близкие к горизонтальным показания первичных датчиков 5 позволяют оценить количество тяжелых примесей и принять решение о кондиционности глубинной пробы. Аккумуляторная батарея 14 поддерживает электрическое питание регистратора 6 и первичных датчиков 5. Датчик давления и температуры 15 показывает термобарическое состояние глубинной пробы.

На рис.3 показан вариант работы с источником давления 13, для предотвращения сильного падения давления глубинной пробы. Здесь порт связи 8 и адаптер и измеритель 10 вертикального угла α используют бесконтактные методы передачи информации.

На рис.4-7 показана работа устройства, после доставки пробоотборной камеры на поверхность земли рядом с исследуемой скважиной. К пробоотборной камере подключают адаптер и измеритель 10 вертикального угла α положения пробоотборной камеры, образованного продольной осью пробоотборной камеры и ускорением свободного падения G. Оператор закрепляет пробоотборную камеру в поворачивающемся штативе и изменяет ее положение. На верхних частях рисунков показана пробоотборная камера, а на нижних частях показана поверхность разделительного поршня.

Для пояснения сущности предлагаемого способа пробоотборная камера содержит среду А, среду Б и среду В, расположенные в порядке возрастания плотности. При разных значениях вертикального угла на поверхности разделительного поршня 4, оснащенного первичными датчиками 5 имеем разные зоны соприкосновения указанных сред. Производя замеры вертикального угла α (от 45 до 135 град, на рис.4-7 показаны соответственно вертикальные углы 45, 90, 135 градусов), долю перекрытия средой А, долю перекрытия средой Б, долю перекрытия средой С можно оценить содержание глубинной пробы.

Углы 0 и 180 градусов являются крайними точками, на которых измерения не производятся, ввиду того что одна из сред полностью закрывает поверхность разделительного поршня 4 и как следствие можно ошибочно сделать вывод о том, что эта среда составляет 100% объема пробоотборной камеры.

Среда В (рис.5) перекрывает 75% поверхности разделительного поршня 4 площадью 7 см2 при вертикальном угле α=45°. Получаем объем среды В, заключенной в пробоотборной камере, равным 6,17 см3. При общем объеме пробоотборной камеры в 300 см3доля среды В составляет 2,05%. Среда А (рис.7) перекрывает 80% поверхности разделительного поршня 4 площадью 7 см2 при вертикальном угле α=135°. Получаем объем среды А, заключенной в пробоотборной камере, равным 6,86 см3. При общем объеме пробоотборной камеры в 300 см3, доля среды В составляет 2,3%. Таким образом в пробоотборной камере находится 2,3% среды А, 95,65% среды Б, 2,05% среды В. Оптимально достаточно горизонтального положения рис 6, чтобы определить состав пробы, но при этом получается ошибка из-за погрешности определения зоны соприкосновения сред в виду ограниченного количества первичных датчиков 5 на поверхности разделительного поршня 4. На рис 5 и рис 7 показано положение пробоотборной камеры для более точного определения объемного содержания сред В и А соответственно и согласно методическим расчетам процентное перекрытие поверхности разделительного поршня 4 эффективно при значениях от 25% до 75%. Совершенно очевидно, что при небольшом изменении вертикальных углов положения пробоотборной камеры площадь перекрытия поверхности разделительного поршня 4 будет также изменяться (необходимо от 25% до 75%) и позволит (в частности, методом усреднения) добиться высокой точности.

Способ контроля глубинной пробы путем отбора глубинной пробы пробоотборником и транспортировки ее к поверхности, отличающийся тем, что поднятую на поверхность герметизированную пробоотборную камеру устанавливают в различных положениях под вертикальными углами не более 180° и производят измерения флюида с помощью первичных датчиков, установленных внутри пробоотборной камеры на поверхности разделительного поршня, затем анализируют и вычисляют содержание глубинной пробы.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и касается способа и системы для получения характеристик градиентов состава и свойств текучей среды коллектора, представляющего интерес, и анализа свойств коллектора на основе таких градиентов.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к технике отбора глубинных проб. .

Изобретение относится к гидрогеологическим исследованиям скважин и предназначено для отбора глубинных проб жидкости в скважинах. .

Изобретение относится к устройству и способам определения параметров, представляющим свойства пласта и свойства текучей среды пластов подземных коллекторов, конкретно углеводородных коллекторов.

Изобретение относится к области исследований газоконденсатных разведочных и эксплуатационных скважин. .

Изобретение относится к устройствам для отбора проб высоковязкой нефти с различного уровня и донных осадков в скважинах и может быть использовано в нефтяной промышленности.

Изобретение относится к системе и способу для отбора проб скважинных текучих сред. .

Изобретение относится к технологиям оценки заглубленных пластов. .

Изобретение относится к приборам, используемым в нефтегазовой отрасли. .

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и предназначено для оперативного исследования пластов бурящихся поисково-разведочных скважин без подъема бурильных труб при проведении исследований

Изобретение относится к способу исследования, обеспечивающего оценку части природного газа, добываемого из плотных газовых коллекторов, с помощью анализа изотопного состава извлеченного газа и корреляции этого изотопного состава с коэффициентом газоотдачи. Технический результат направлен на получение уточненной оценки коэффициента газоотдачи, которая основана на калиброванном соотношении между изменениями изотопного состава одного или более компонентов добытого газа и коэффициентом газоотдачи для объема, дренированного продуктивной газовой скважиной. Способ оценки коэффициента газоотдачи для объема, дренированного по меньшей мере одной продуктивной газовой скважиной, включает: калибровку изменений изотопного состава по меньшей мере одного компонента газа, добытого из газовой скважины, с ростом коэффициента газоотдачи. Взятие пробы газа, добытого из продуктивной скважины, и анализ пробы для получения изотопного состава компонента добытого газа. Использование калибровки, полученной ранее, и определенного изотопного состава для оценки коэффициента газоотдачи для объема, дренированного газовой скважиной. Использование оценки коэффициента газоотдачи и совокупного объема газа, добытого из газовой скважины, для определения объема, дренированного газовой скважиной. 8 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобыче и может быть использовано на стадиях строительства, эксплуатации, консервации и ликвидации скважин многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений для определения природы углеводородных газов, поступивших в межколонные пространства скважин, или газов бурового раствора. Техническим результатом является повышение достоверности в определении природы межколонных газопроявлений. Заявленный технический результат достигается за счет того, что дополнительно проводят анализ изотопного состава углерода суммы углеводородов С2-С6 и определяют границы значений изотопного состава углерода метана и изотопного состава углерода суммы углеводородов С2-С6 для эталонных горизонтов. Таблично и/или графически представляют области значений изотопного состава газов из эталонных горизонтов и газов из межколонного пространства скважин или бурового раствора, по степени сходства или совпадения указанных областей этих значений (или отдельных точек) судят о природе исследуемых межколонных газопроявлений. 1 пр., 2 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при отборе проб жидкости из трубопровода. Устройство включает пробозаборную трубку, смонтированную в трубопроводе перпендикулярно движению потока и имеющую входное отверстие щелевидной формы со стороны движения потока. Во входном отверстии щели выполнены по горизонтали по всей высоте трубопровода и направлены навстречу потоку жидкости Глубина щелей меняется от малой вблизи стенок трубопровода до наибольшей вблизи оси трубопровода. Напротив входного отверстия в пробозаборной трубке выполнена вертикальная щель. 1 табл., 4 ил.

Изобретение относится к способу планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте. Техническим результатом является увеличение эффективности и/или производительности операции отбора проб пластовой текучей среды или работы. Способ включает идентифицирование множества процессов и их параметров, причем процессы включают в себя процессы бурения и отбора проб и параметры включают в себя параметры бурения и отбора проб. Способ также включает обработку параметров для каждого из процессов с помощью спецпроцессора моделирования, создающего прогнозы, связанные с отбором проб в пласте, причем спецпроцессор моделирования включает в себя, по меньшей мере, один из имитатора гидравлической системы ствола скважины, имитатора фильтрационной корки бурового раствора, имитатора пластового течения или имитатора ответной реакции инструмента. Способ также включает систематизацию прогнозов, связанных с отбором проб в пласте, на основании, по меньшей мере, одного из качества текучей среды пробы, продолжительности процесса отбора проб, производительности процесса отбора проб или стоимости отбора проб, и планирование операции отбора проб на основании систематизированных прогнозов. 4 н. и 21 з.п. ф-лы, 15 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтедобывающей скважины. Технический результат направлен на повышение точности определения обводненности продукции скважины. Определение проводят в скважине, которую снабжают колонной насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и обратным клапаном на конце. Для определения обводненности выбирают скважину, расположенную в районе середины нефтяной залежи, с режимами добычи, близкими к средним по залежи. Скважину эксплуатируют не менее времени выхода на рабочий режим. Останавливают скважину и проводят технологическую выдержку до отделения от продукции скважины газа, расслоения на нефть и воду. Выполняют измерение высоты столба жидкости, по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть определяют объемное значение обводненности.

Группа изобретений относится к области отбора проб из геологических пластов и анализа при оценивании и испытании пластов. Техническим результатом является усовершенствование скважинных систем датчиков, чтобы сделать системы более гибкими и приспосабливаемыми для скважинных применений. Модуль датчиков для измерительной установки, сконфигурированной для скважинной работы, внутри буровой скважины. Модуль датчиков содержит набор датчиков, имеющий множество датчиков, для измерения выбранных параметров пласта, и управляющую систему для избирательной и независимой работы каждого датчика из набора датчиков. Каждый датчик из набора датчиков сконфигурирован или разработан как дискретный элемент датчика для индивидуальной независимой связи и управления. Каждый датчик из набора датчиков может иметь связанный с ним модуль электроники, который обеспечивает стандартизованную связность электроники с управляющей системой. 5 н. и 21 з.п. ф-лы, 6 ил.

Группа изобретений относится к моделированию конструкции и эксплуатационных характеристик скважин, а также к мониторингу скважин. Способ оценки доли притока флюида из каждой продуктивной зоны многозонной эксплуатационной скважины включает определение давления на устье скважины. Получают интегрированную индикаторную кривую (IPR1), отображающую соотношение между давлением и дебитом флюида из первой продуктивной зоны, и интегрированную индикаторную кривую (IPR2), отображающую соотношение между давлением и дебитом флюида из второй продуктивной зоны. Получают значение для интегрированной индикаторной кривой в точке смешения (IPRc) с помощью IPR1 и IPR2. Определяют в точке смешения начальную долю притока флюида из первой продуктивной зоны и начальную долю притока флюида из второй продуктивной зоны. Получают первую суммарную кривую оттока (TPR1), отображающую соотношение между давлением и дебитом флюида, движущегося из точки смешения в направлении устья. Определяют в точке смешения с помощью IPRc и TPR1 первую долю притока флюида из первой продуктивной зоны (Q11) и первую долю притока флюида из второй продуктивной зоны (Q21). Машиночитаемый носитель, доступный для процессора, содержит программу, которая включает команды для вышеперечисленных действий. Техническим результатом является повышение эффективности оценки доли притока из продуктивной зоны. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к гидродинамическим и гидрохимическим исследованиям вод торфяных почв. Техническим результатом является определение изменения химического состава болотных вод по глубине торфяной залежи в условиях их гидродинамического режима во времени. В способе определяют закономерность распределения совокупности коэффициентов равновесности за различные периоды протекания однонаправленных процессов, характеризующих связь химических и гидродинамических процессов, протекающих по толщине торфяной залежи. Комплексом для отбора проб определяют расходы поступающей воды. Методом унифицирования производят расчет коэффициентов равновесности полученных данных. Приводят их в единообразный, безразмерный вид методом математического обобщения. Изменение совокупности коэффициентов равновесности позволяет эффективно оценивать степень и динамику изменения химического состава воды и ее гидродинамического режима от продолжительности и интенсивности процессов. Сохраняющаяся взаимосвязь коэффициентов равновесности, распределенных во времени и глубине, показывает равновесность экосистемы болот. 8 табл., 9 ил.

Изобретение относится к способу и системе для анализа свойств флюидов в микрофлюидном устройстве. Флюид вводится под давлением в микроканал, и в ряде мест, расположенных вдоль микроканала, оптически детектируются фазовые состояния флюида. Газообразная и жидкая фазы флюида распознаются на основе множества оцифрованных изображений флюида в микроканале. Двухуровневые изображения могут создаваться на основе оцифрованных изображений, и на основе двухуровневых изображений можно оценивать долю жидкости или газа во флюиде в зависимости от давления. На основе детектируемых фазовых состояний флюида можно оценивать свойства, такие как значения в точке начала кипения и/или распределение объемного соотношения фаз флюида в зависимости от давления. 2 н. и 21 з.п. ф-лы, 19 ил.
Наверх