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

(51) 4 Е 21 В 49/08 ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССРПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ Н АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ(71) Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокогоразведочного бурения(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФфИЦИЕНТОВ ПРЯМОЙ И ОБРАТНОЙ РАСТВОРИМОСТИГАЗА В ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ(57) Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разведке и эксплуатации нефтяных месторождений. Цельизобретения-повьппение точности определения. Изолируют пласт от скважинкой жидкости и вызывают приток изпласта при давлении ниже давления на(ПК) 1 перед закрытием скважины(С).Отобранную пробу сжимают в ПК 1 призакрытии С восстанавливающимся забойным давлением со скоростью, меньшейскорости восстановления забойногодавления, до Фазового перехода двухфазной пластовой жидкости в однофазную. Записывают диаграммы давленияв ПК 1 при притоке и восстановлениидавления в ней. По скачку на диаграмме определяют давления фазового перехода. Повторно открывают С на приток,Уменьшают забойное давление Р соскоростью, меньшей скорости снижениязабойного давления Р, до Фазовогоперехода однофаэной пластовой жидкосИзобретение относится к нефтяной промыпщенности, касается определения физических параметров нефти в скважинных 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.1 изображено пробоотборное устройство; на Фиг,2 - диаграмма изменения давления в пробоотборной камере 15Устройство (Фиг,1, представляет собой пробоотборную камеру 1, расположенную в проточной зоне 2 и помещенную в корпус пробоотборника 3. Камера разделена на две части гидрав лическим реле 4 времени. В обеих частях пробоотборной камеры установлены два плавающих поршня 5 и б, пространство между которыми заполнено тормозной жидкостью с низким коэффициентом 25 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 Ыи обратнойрастворимости газа в пластовой жидкости определяют по формулам с(р= (Ч-Ч .) /7 3 Р 11 а( =(Ч-Ч)/ЧР, где Ч- объем пробоотборной камеры; Чя - .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 р и Ыможно определить давление насьпцения и газовый фактор, 2 с,п. Ф-лы, 2 ил. друг друга, перекачивая тормознуюжидкость из одной части пробоотборной камеры в другую. Для регистрации изменения давления в пробоотборной камере установлен чувствительныйизмеритель 8 давления, Внутренняяполость пробоотборной камеры сообщается со скважинным пространством через отверстия 9-13. Верхняя частьпробоотборной камеры 14 соединена соштоком (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 14В исходном положении отверстия 9 и 10 совмещены (фиг1)Разгрузкой оборудования на забой скважины сообщают подпакерное пространство с внутренней 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, Ч728 см, Объем пробоотборной камеры Чк = 750 см. Тогда, пользуясь известными формулами, определяют коэффициенты прямой и обратной растворимости газа в нефти= --- Р =0382 фХ 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 газа, 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- Зо 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 Р, (Р, = 13,6 МПа).Открытие скважины на приток во втором цикле испытания производится 4 О 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 13Пос кольку давление в нижней части пробоотборной камеры больше, чем в проточной 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, 1 авно 12,8 МПа (фиг.2). с = ---- Р = 041 ф Чк - Ч Ч Ф Ф31Подписноеород, ул. Проек Заказ 6048/30 Т р-тие, г. Уж тная Произв.-пол 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 щ и й с я тем, что, с целью повышения точности определения, повторно открывают скважину на приток, уменьшают забойное давление со скоростью, меньшей скорости снижения забойного давления, до Фазового перехода однофазной пластовой жидкости в. двухфазную, а коэффициенты прямой ф и обратной Ы растворимости газа в пластовой жидкости определяют по Фор- мулам соответственно давления фазовых переходовдвухфазной пластовойжидкости в однофаэнуюи наоборот;объем пробоотборной камеры;объем, занимаемый пластовой жидкостью в пробоотборной камере. 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 плавакщимпоршнем, гидравлическим реле времении измерителем давления, о т л ич а ю щ е е с я тем, что, с цельюповышения точности определения, оноснабжено дополнительным плаванзцимпоршнем побоотборная камера выполнена иэ двух частей, разделенных гидравлическим реле времени, в каждой.иэ которых размещены плавающие поршни.