Forbidden

You don't have permission to access /zzz_siteguard.php on this server.

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УПРУГООБЪЕМНЫХ СВОЙСТВ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ - Патент РФ 2029940
Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УПРУГООБЪЕМНЫХ СВОЙСТВ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УПРУГООБЪЕМНЫХ СВОЙСТВ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УПРУГООБЪЕМНЫХ СВОЙСТВ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Сущность изобретения: сепарируют пробу пластовой нефти при трех термобарических условиях в сосуде высокого давления: при пластовых температуре и давлении, при пластовой температуре и давлении ниже пластового, но выше давления помещения, при пластовом давлении и температуре 20°С. Определяют объем сепарируемой нефти, объем газа сепарации, массу сепарируемой нефти и рассчитывают по корреляционным формулам коэффициент изотермической сжимаемости и температурный коэффициент объемного расширения. 1 табл.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2029940
Класс(ы) патента: G01N15/02, G01N25/00
Номер заявки: 4871154/25
Дата подачи заявки: 03.10.1990
Дата публикации: 27.02.1995
Заявитель(и): Кувандыков Илис Шарифович
Автор(ы): Кувандыков Илис Шарифович
Патентообладатель(и): Кувандыков Илис Шарифович
Описание изобретения: Изобретение относится к геологоразведочным работам и может быть использовано для установления свойств открываемых залежей пластовой нефти в упругозамкнутом режиме (коэффициента изотермической сжимаемости и температурного коэффициента объемного расширения) с целью обоснованного прогноза процесса разработки месторождений, сопровождающегося изменением термодинамических условий пласта.
Известны способы определения упругообъемных свойств пластовой нефти, заключающиеся в измерении РVТ-соотношений ее глубинной пробы в сосуде высокого давления и установленных коэффициента сжимаемости, а также коэффициента термического расширения как отношения соответствующих приращений объема пластовой нефти к произведению объема пластовой нефти на соответствующие изменения давления и температуры [1, 2]:
β = Δ V : ( Δ P ˙ V ) ; α = Δ V : ( Δ t ˙ V ) .
Наиболее близким к изобретению техническим решением является способ определения упругообъемных свойств пластовой нефти по методике БашНИПИнефти [3] , которая заключается в измерении РVТ-соотношений глубинной пробы в сосуде высокого давления и установленного коэффициента сжимаемости β как отношения приращения объема нефти к произведению ее исходного объема на приращение давления, причем в объемные показания измерительного пресса вносят поправки на деформацию измерительной системы (бомбы РVТ, пресса, манометра, коммуникаций) и рабочей поджимной жидкости от изменения давления, а также на охлаждение поджимной жидкости, переходящей из бомбы в пресс при снижении давления. Коэффициент термического расширения α определяют при постоянном пластовом давлении, причем в суммарное приращение объема, учтенного по показаниям измерительного пресса, вносят поправки на объемное расширение бомбы и поджимной жидкости, находящейся в бомбе, на разность температур для жидкости, переходящей из бомбы в пресс.
Однако этот способ характеризуется недостаточной точностью, обусловленной необходимостью ввода многочисленных поправок на собственные изменения объемов поджимной жидкости и сосуда высокого давления под воздействием изменений температуры и давления.
Цель изобретения - повышение точности определения упругообъемных свойств пластовой нефти за счет исключения влияния изменений объемов поджимной жидкости и сосуда высокого давления.
Цель достигается тем, что сепарируют пробу пластовой нефти с регистрацией объема сепарируемой нефти по прессу, объема газа сепарации и массы сепарированной нефти, причем сепарацию проводят при трех термобарических условиях в сосуде высокого давления: при пластовых температуре и давлении, при пластовой температуре и давлении ниже пластового, но выше давления насыщения, при пластовом давлении и температуре 20оС, а свойства пластовой нефти определяют по выражениям
α = ;
β = , где α- температурный коэффициент объемного расширения, 1/оС;
β - коэффициент изотермической сжимаемости, 1/МПа;
ρ1 , ρ2 , ρ3 - плотность пластовой нефти, соответствующая трем термобарическим условиям, г/cм3, причем ρ = (Vгс. ρгс + Gсн)/Vпр, где Vгс и ρгс - объем газа сепарации (л) и его плотность (г/л);
Gсн - масса сепарированной нефти (г);
ΔТ - изменение температуры при сепарации, оС;
ΔР - изменение давления при сепарации, МПа.
Отличительным признаком способа является сепарация пробы пластовой нефти при трех термобарических условиях в сосуде высокого давления: при пластовых температуре и давлении, при пластовой температуре и давлении ниже пластового, но выше давления насыщения, при пластовом давлении и температуре 20оС, с последующим определением упругообъемных свойств пластовой нефти по специальным расчетным выражениям.
Проведение сепарации газонасыщенной пластовой нефти на газ и нефть с регистрацией расхода пробы по измерительному прессу, объема газа сепарации и массы сепарированной нефти при трех термобарических условиях в сосуде высокого давления позволяет в каждом случае установить массу пластовой нефти, израсходованной на сепарацию, по суммарной массе сепарированной нефти и полученного газа, а по объему пластовой нефти - и ее плотность. Экспериментально установлена возможность определения температурного коэффициента объемного расширения пластовой нефти (т.е. коэффициента термического расширения) по двум значениям ее плотности: при пластовом давлении и 20оС ( ρ1 ), а также при пластовом давлении и пластовой температуре ( ρ2 ). Установлена также возможность определения коэффициента изотермической сжимаемости пластовой нефти по двум значениям ее плотности: при пластовых температуре и давлении (ρ2 ), а также при пластовой температуре и давлении ниже пластового, но выше давления насыщения нефти газом (ρ3 ), когда пластовая нефть, несколько разжатая в упругозамкнутом режиме, еще находится в однофазном жидком состоянии (без выделившейся газовой шапки). При определении температурного коэффициента объемного расширения ( α) и коэффициента изотермической сжимаемости пластовой нефти ( β) диапазон изменения температуры Δt от 20оС до пластовой (при пластовом давлении), а также диапазон изменения давления ΔР от пластового до давления насыщения (при пластовой температуре) обоснован ОСТ 39-112-80 Нефть. Типовое исследование пластовой нефти. Таким образом, сепарация пластовой нефти при трех термобарических условиях обеспечивает получение информации ( ρ1 > ρ2 > ρ3 ), достаточной для более точного по сравнению с существующим способом определения коэффициента изотермической сжимаемости пластовой нефти, а также температурного коэффициента объемного расширения, поскольку при этом исключается искажающее влияние на результат собственных изменений объемов поджимной жидкости и сосуда высокого давления от воздействия температуры и давления.
Способ реализуется следующим образом.
Глубинную пробу пластовой нефти из пробоотборника переводят в сосуд высокого давления и приводят к пластовым термобарическим условиям. Поддерживая в сосуде пластовое давление с помощью измерительного пресса, создающего давление на исследуемую пробу через рабочую поджимную жидкость, проводят сепарацию пластовой нефти на газ и нефть с регистрацией расхода пробы по прессу, объема газа сепарации и массы сепарированной нефти. Устанавливают плотность пластовой нефти с учетом суммарной массы газа и сепарированной нефти, а также объема пластовой нефти. Сепарацию проводят при трех термобарических условиях в сосуде - при пластовых, при пластовой температуре и давлении между пластовым и давлением насыщения, при пластовом давлении и 20оС. Полученные данные используют для определения с повышенной точностью упругообъемных свойств пластовой нефти по предлагаемым расчетным выражениям.
П р и м е р. Глубинную пробу пластовой нефти из разведывательной скважины N 651 Балейкинского месторождения Оренбургской области, перфорированной в интервале 3412-3426 м пашийского горизонта, переводят из пробоотборника ПГ-1000 в ячейку рекомбинации (т.е. сосуд высокого давления) установки фазовых равновесий Альстом Атлантик и при длительном перемешивании приводят ее к пластовым термобарическим условиям (64оС, 37,55 МПа). Далее, поддерживая в ячейке постоянное пластовое давление с помощью измерительного пресса, создающего давление на исследуемую пробу через рабочую поджимную жидкость (ртуть), проводят сепарацию пластовой нефти на газ и нефть. Для этого верхнюю часть сосуда высокого давления соединяют через вентиль тонкой регулировки и резиновый шланг последовательно со стеклянной ловушкой-сепаратором для нефти и газометром. В процессе сепарации регистрируют расход пробы по измерительному прессу (Vпр = =51,3 см3), объем полученного газа сепарации, приведенный к стандартным условиям - 0,1013 МПа, 20оС (Vгс = 4,51 л), а также массу сепарированной нефти (Gсн = 31,5733 г). После этого давление в ячейке, находящейся при той же температуре, снижают до 15 МПа, что, однако, несколько выше давления насыщения пластовой нефти газом (10,4 МПа), путем обратного хода поршня, давящего на ртутную поджимку, и проводят повторную сепарацию с регистрацией Vпр, Vгс и Gсн. Наконец температуру ячейки с пробой снижают до 20оС с поддержанием в ней пластового давления и проводят третью сепарацию, занося полученные результаты в таблицу.
По соответствующим значениям объема газа сепарации (Vгс), его плотности ( ρгс ), массы сепарированной нефти (Gсн) и объема пробы, израсходованной на сепарацию, в каждом случае устанавливают плотность пластовой нефти как отношение суммарной массы газа и сепарированной нефти к объему пластовой нефти, израсходованной на сепарацию. Полученные аналитические данные используют для определения с повышенной точностью температурного коэффициента объемного расширения и коэффициента изотермической сжимаемости пластовой нефти по предлагаемым расчетным выражениям
α = = 8,6·10-4 °C-1;
β = = 11,3·10-4МПa-1.
Формула изобретения: СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УПРУГООБЪЕМНЫХ СВОЙСТВ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ, заключающийся в определении коэффициента изотермической сжимаемости и температурного коэффициента объемного расширения по результатам измерений PVT-соотношений для глубинной пробы в сосуде высокого давления с использованием измерительного пресса, создающего давление в сосуде через рабочую поджимную жидкость, отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения путем исключения влияния изменений объемов поджимной жидкости и сосуда высокого давления, сепарируют пробу пластовой нефти с регистрацией объема сепарируемой нефти по прессу, объема газа сепарации и массы сепарированной нефти, причем сепарацию проводят при трех термобарических условиях в сосуде выского давления: при пластовых температуре и давлении, при пластовой температуре и давлении ниже пластового, но выше давления насыщения, при пластовом давлении и 20oС, а свойства пластовой нефти определяют по выражениям

где α - температурный коэффициент объемного расширения, град-1;
b - коэффициент изотермической сжимаемости, МПа-1;
r123 - плотность пластовой нефти, соответствующая трем термобарическим условиям, г/см3, причем
ρ = (νг.с·ρг.с+Gсн/Vпр,
где νг.с и ρг.с - объем газа сепарации, л, и его плотность, г/л;
Gс.н - масса сепарированной нефти, г;
Vпр - объем сепарированной нефти, см3;
ΔТ - изменение температуры при сепарации, oС;
ΔP - изменение давления при сепарации, МПа;