RU2260119C1 - Способ определения компонентного состава и газового фактора продукции скважин - Google Patents
Способ определения компонентного состава и газового фактора продукции скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2260119C1 RU2260119C1 RU2004100506/03A RU2004100506A RU2260119C1 RU 2260119 C1 RU2260119 C1 RU 2260119C1 RU 2004100506/03 A RU2004100506/03 A RU 2004100506/03A RU 2004100506 A RU2004100506 A RU 2004100506A RU 2260119 C1 RU2260119 C1 RU 2260119C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- sampling
- well
- conditions
- componential analysis
- Prior art date
Links
Landscapes
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Изобретение предназначено для определения компонентного состава и газового фактора продукции нефтяных и нефтегазоконденсатных скважин. Техническим результатом изобретения является обеспечение возможности определения компонентного состава и газового фактора без остановки скважин. Для этого осуществляют отбор не менее двух проб двухфазной системы при различных термобарических условиях движения продукции скважин и анализ компонентных составов их фаз. При этом отбор проб осуществляют при термобарических условиях, соответствующих термобарическим условиям в основном потоке продукции скважин на момент отбора. При этих же термобарических условиях проводят анализ составов газовой и жидкой фаз этих проб. Компонентный состав и газовый фактор продукции скважин определяют подбором мольной доли газовой фазы в точке отбора проб, исходя из математического критерия наименьшей ошибки. 1 табл.
Description
Изобретение относиться к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения компонентного состава и газового фактора продукции нефтяных и нефтегазоконденсатных скважин.
Наибольшее распространение имеет методика комплексного исследования состава и свойств пластовых нефтей, которая включает в себя отбор глубинных проб пластовых флюидов, перевод отобранных проб в P-V-T установки и приведение их к пластовым условиям, разгазирование пробы, при заданных температурах и давлениях. При этом измеряются газовые факторы при условиях разгазирования, компонентные составы жидкой и газовой фаз. Компонентный состав исходной системы рассчитывается на основе измеренных составов фаз и газового фактора. В дальнейшем на основе компонентного состава пластовой системы и известных уравнений состояния (Редлиха-Квонга, Пенга-Робинсона и др.) или по константам равновесия определяются газовые факторы, составы и свойства фаз при заданных условиях.
Методика требует значительных трудозатрат и имеет высокую себестоимость.
Известен способ измерения газового фактора, включающий отбор пробы гомогенной газожидкостной среды, получаемой путем интенсивного пе-ремешивания основного потока при высоких скоростях, обеспечивающих также высокую частоту чередования участков струи неодинакового состава [1].
Недостатками этого способа и устройства является недостаточная гомогенизация газожидкостной среды и невозможность обеспечения изокинетического режима.
Известен способ определения газового фактора на устье действующей скважины, предусматривающий создание и автоматическое регулирование изокинетического режима течения отбираемого и основного потоков путем балансировки их статических давлений за счет взаимодействия потоков через мембрану, установленную в стенке пробоотборной трубки [2].
Недостатком метода являются сложность достижения и невозможность контроля гомогенности газожидкостного потока в точке отбора пробы и изокинетичности отбираемого потока с основным.
Известен (взятый за прототип) способ определения газового фактора, включающий отбор проб газожидкостного потока путем создания гомогенной среды и изокинетического режима течения основного и отбираемого потоков, путем создания зоны критического истечения основного газожидкостного потока за счет установки на его пути сменных штуцеров [3]. Способ в достаточной мере обеспечивает изокинетический режим течения основного и отбираемого потоков.
Недостатком способа является необходимость остановки скважины и изменение режима ее работы для создания критической скорости истечения газожидкостного потока при отборе пробы. Кроме того, в связи с ростом обводненности продукции и малодебитного фонда скважин, буферное давление на многих скважинах зачастую ниже 0,2 МПа, что не обеспечивает возможности развития скорости истечения через сужающее устройство до звуковой (критической). Остановка скважин обводненного фонда нередко приводит к ухудшению фильтрационных характеристик пласта и снижению дебита скважин.
Задачей изобретения является обеспечение возможности определения компонентного состава и газового фактора продукции скважин, включая скважины низкодебитного и высокообводненного фонда, без их остановки.
Для решения поставленной задачи при определении компонентного состава и газового фактора продукции скважин, включающем отбор проб двухфазной системы, при различных термобарических условиях движения продукции скважин, и анализ компонентных составов фаз отобранных проб, отбор проб и анализ составов газовой и жидкой фаз этих проб осуществляют при термобарических условиях, соответствующих термобарическим условиям в основном потоке продукции скважин на момент отбора проб.
Компонентный состав и газовый фактор продукции скважин определяют подбором мольной доли газовой фазы в точке отбора проб, исходя из математического критерия наименьшей ошибки.
Согласно изобретению проводятся измерения температуры и давления потока газожидкостной системы скважины. К существующим точкам отбора продукции скважины, предпочтительнее на вертикальном отрезке, подсоединяется контейнер (пробоотборник) высокого давления, заполненный запорной жидкостью. Основной поток при термобарических условиях в точке отбора характеризуется определенным компонентным составом газовой фазы xi (1) При отборе пробы в контейнер поддерживаются те же термобарические условия, что и в основном потоке. Заполненный контейнер убирают. Меняют режим работы скважины с помощью центральной или линейной задвижек и повторяют отбор проб при новых термобарических условиях, фиксируя их.
Отобранные пробы в лабораторных условиях с использованием РУТ-установки приводятся к термобарическим условиям, соответствующим условиям в точке отбора проб. Отбирают газовую и жидкую фазы для определения компонентного состава каждой из фаз, например, методом газовой хроматографии.
Компонентный состав и газовый фактор продукции скважин при соответствующих термобарических условиях отбора проб определяют по результатам двух или нескольких измерений составов газовой и жидкой фаз, выполненных при разных термобарических условиях. На основе компонентного состава продукции скважин по уравнению состояния рассчитывают газовый фактор продукции скважины при стандартных условиях (760 мм рт.ст. и 20°С) или любых других по требованию Заказчика.
Суть метода заключается в следующем.
Пусть известны составы газовой и жидкой фаз при нескольких различных термобарических условиях:
тогда состав исходной системы с наибольшей вероятностью можно оценить как:
где:
V(j) - мольная доля газовой фазы при соответствующих j-х термобарических условиях;
хi - мольная доля i-го компонента в газовой фазе;
уi - мольная доля i-го компонента в жидкой фазе;
zi - мольная доля i-го компонента в исходной системе;
j - при x, y, z характеризует мольную долю соответствующего компонента в пробе, отобранной при j термобарических условиях, число которых n≥2.
Значения V(j) подбираются исходя из критерия наименьшей ошибки:
где индексы:
k - характеризует одно из значений уравнения (3), число которых меняется в диапазоне от 1 до N;
i, j - характеризуют мольную долю соответствующего компонента в исходной системе при соответствующих i и j термобарических условиях, при этом i> или <, но ≠j, что обозначено в уравнении 4j<>i;
N - число значений z (3), выбираемых программой для расчета наименьшей ошибки Е;
n - произвольное число компонентов углеводородной системы и режимов, но не менее 2. С увеличением числа n возрастает точность определения газового фактора и компонентного состава продукции скважины.
В качестве примера рассмотрим применение предложенного способа для определения компонентного состава пластовой нефти Восточно-Каменного месторождения из скважины 622 пласта ЮК2. Выбранная скважина давала продукцию с содержанием воды не выше 9%, что обеспечивало представительность проб пластовой нефти, отобранных глубинными пробоотборниками.
Проба №1 водогазонефтяной смеси отобрана на вертикальном участке скважины перед линейной задвижкой, а проба №2 - на горизонтальном участке выкидной линии. Пробы отбирались в теплоизолированные контейнеры, заполненные насыщенным раствором поваренной соли. Равенство температур основного потока и в контейнере обеспечивалось пропусканием через контейнер газожидкостного потока. Контроль температур и давлений основного потока и отбираемой части осуществлялся термопарами и манометрами, размещенными на трубопроводах вблизи точек отбора и на выходе контейнера. По температуре отклонение не превышало 1°С, по давлению - 0,6 кг/см2.
Определение компонентного состава и свойств газовой и жидкой фаз осуществляется по стандартной методике на типовом оборудовании по исследованию газонасыщенных нефтей в соответствии с действующими ГОСТ и ОСТ на данные виды работ.
Результаты анализа состава газа и жидкости в пробах №1 и №2 в условиях термодинамического равновесия при температуре и давлении, равных температуре и давлению в точке отбора проб, приведены в табл.1.1.
С использованием предложенных математических выражений в автоматическом режиме проведен подбор мольной доли газовой фазы, при которой линейные зависимости по каждому компоненту сходятся вблизи одной точки, характеризующей однофазную пластовую систему.
Абсолютная погрешность определения по каждому компоненту предложенным способом не превышает установленную ГОСТ 14-920-79 погрешность определения состава хроматографическим методом.
Определенное при подборе значение мольной доли газовой фазы, приведенное в общепринятой размерности м3/т, отличается от фактического на 5 м3/т, или 6,4%, что лежит в пределах определения газового фактора прямым классическим способом. При этом себестоимость определения предложенным способом меньше классического в 1,4 раза.
Компонентный состав и газовый фактор нефти Восточно-Каменного месторождения из скважины 622 пласта ЮК2, определенные классическим методом контактного однократного разгазирования глубинной пробы, также приведены в табл.1.1. Эти данные являются представительными, определены как среднее арифметическое значение результатов определения по трем глубинным пробам. Средняя относительная погрешность в определении газового фактора 7,2%.
Новый способ позволяет получить состав пластового флюида без отбора представительной пробы пластового флюида и его разгазирования в стандартных условиях. Затем из состава пластового флюида получить составы газа, нефти и величину газового фактора при разгазировании в стандартных условиях или любых других.
Преимуществами способа являются: отсутствие необходимости создания и контроля гомогенной системы; не надо создавать высокоскоростные (критические) потоки газожидкостной системы; достаточно, чтобы в контейнеры поступили обе фазы, и газовая, и жидкая - независимо от их соотношения; отсутствует необходимость в остановке скважины для монтажа оборудования.
Способ определения компонентного состава прошел испытания на пластовых флюидах Самотлорского, Бахиловского, Средне-Балыкского месторождений.
Источники информации
1. Авторское свидетельство СССР №1810522, кл. Е 21 В 47/10, 1990.
2. Патент РФ №2179240, кл. Е 21 В 47/10, 2002.
3. Патент РФ №2091579, кл. Е 21 В 47/10, G 01N 1/10,1997 (прототип)
| Таблица 1.1. Пример определения компонентного состава и газового фактора пластовой нефти. Восточно-Каменное месторождение, пласт ЮК2, скв.622 |
||||||||
| Компонентные составы, % моль. | Абсолютная погрешность | |||||||
| Компоненты | Пластовая нефть по глубинной пробе | Проба №1, Р=0,885 МПа Т=18°С |
Проба №2, Р=0,316 МПа Т=18°С |
Пластовая нефть по разработанному способу | По разработанному способу | По ГОСТ 14-920-79 | ||
| нефть | газ | нефть | газ | |||||
| Метан | 19,540 | 0,854 | 59,859 | 1,086 | 53,566 | 20,573 | -1,033 | 1,50 |
| Этан | 7,445 | 2,974 | 17,092 | 1,064 | 19,476 | 7,781 | -0,336 | 1,20 |
| Пропан | 9,541 | 6,906 | 15,227 | 4,363 | 17,325 | 9,417 | 0,124 | 1,20 |
| Изобутан | 1,533 | 1,758 | 1,048 | 1,387 | 1,508 | 1,471 | 0,062 | 0,30 |
| Норм. бутан | 5,290 | 6,578 | 2,511 | 5,287 | 3,649 | 4,944 | 0,346 | 1,20 |
| Изопентан | 1,584 | 2,164 | 0,332 | 2,374 | 0,557 | 1,626 | -0,042 | 0,60 |
| Норм. пентан | 2,798 | 3,903 | 0,415 | 4,333 | 0,739 | 2,869 | -0,071 | 0,60 |
| Гексаны | 5,151 | 7,421 | 0,254 | 8,778 | 0,690 | 5.406 | 0,255 | 1,20 |
| Гептаны | 4,614 | 6,717 | 0,074 | 8,047 | 0,260 | 4,831 | 0,217 | 0,60 |
| Октаны | 3,033 | 4,431 | 0,017 | 5,959 | 0,080 | 3,370 | 0,337 | 0,60 |
| Двуокись углерода | 0,964 | 0,226 | 2,556 | 0,025 | 1,311 | 0,756 | 0,208 | 0,30 |
| Азот | 0,182 | 0,002 | 0,570 | 0,003 | 0,776 | 0,240 | -0,058 | 0,10 |
| Гелий | 0,014 | 0,000 | 0,004 | 0,000 | 0,002 | 0,019 | -0,005 | - |
| Водород | 0,001 | 0,001 | 0,041 | 0,003 | 0,061 | 0,001 | 0,000 | - |
| Остаток | 38,310 | 56,065 | - | 57,291 | - | 36,694 | - | - |
| Газовый фактор, м3/т | 55 | 68 | ||||||
| Мольная доля газа | 0,32 | 0,39 | ||||||
| Газовый фактор (при стандартных условиях), м3/т | 78 | 83 | 5 | - | ||||
Claims (1)
- Способ определения компонентного состава и газового фактора продукции скважин, включающий отбор проб двухфазной системы при различных термобарических условиях движения продукции скважин и анализ компонентных составов фаз отобранных проб, отличающийся тем, что отбор проб и анализ составов газовой и жидкой фаз этих проб осуществляют при термобарических условиях, соответствующих термобарическим условиям в основном потоке продукции скважин на момент отбора проб, при этом компонентный состав и газовый фактор продукции скважин определяют подбором мольной доли газовой фазы в точке отбора проб, исходя из математического критерия наименьшей ошибки.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004100506/03A RU2260119C1 (ru) | 2004-01-05 | 2004-01-05 | Способ определения компонентного состава и газового фактора продукции скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004100506/03A RU2260119C1 (ru) | 2004-01-05 | 2004-01-05 | Способ определения компонентного состава и газового фактора продукции скважин |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004100506A RU2004100506A (ru) | 2005-07-20 |
| RU2260119C1 true RU2260119C1 (ru) | 2005-09-10 |
Family
ID=35842112
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004100506/03A RU2260119C1 (ru) | 2004-01-05 | 2004-01-05 | Способ определения компонентного состава и газового фактора продукции скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2260119C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108131127A (zh) * | 2017-11-24 | 2018-06-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种泡沫油型超重油油田的生产气油比的获取方法及装置 |
-
2004
- 2004-01-05 RU RU2004100506/03A patent/RU2260119C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108131127A (zh) * | 2017-11-24 | 2018-06-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种泡沫油型超重油油田的生产气油比的获取方法及装置 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2004100506A (ru) | 2005-07-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Xu et al. | Investigations of phase inversion and frictional pressure gradients in upward and downward oil–water flow in vertical pipes | |
| RU2478955C2 (ru) | Способы и устройство для анализа градиентов состава на забое скважины и их применение | |
| Le Parlouër et al. | Characterisation of gas hydrates formation using a new high pressure MICRO-DSC | |
| Bacri et al. | Miscible viscous fingering: Experiments versus continuum approach | |
| US9310350B2 (en) | Early warning system for hydrate or clathrate materials | |
| Chen et al. | Study on pressure interval of near-miscible flooding by production gas Re-injection in QHD offshore oilfield | |
| Allsopp et al. | Determination of oil and water compositions of oil/water emulsions using low field NMR relaxometry | |
| Pedersen et al. | Mutual solubility of water and a reservoir fluid at high temperatures and pressures: Experimental and simulated data | |
| Kandil et al. | Simulation and measurements of volumetric and phase behavior of carbon dioxide+ higher alkanes at high pressure: CO2+ n-decane at temperatures (313–410) K and pressures up to 76 MPa | |
| Metcalfe et al. | Compositional gradients in the Anschutz Ranch East field | |
| Guo et al. | The determination of phase behavior properties of high-temperature high-pressure and rich condensate gases | |
| RU2260119C1 (ru) | Способ определения компонентного состава и газового фактора продукции скважин | |
| Andreolli et al. | Modeling offshore steady flow field data using drift-flux and black-oil models | |
| Viswanathan | Viscosities of natural gases at high pressures and high temperatures | |
| Urlic et al. | Phase and interfacial tension behavior of certain model gas condensates: measurements and modeling | |
| US10126214B1 (en) | Wet gas sampling system and method therefore | |
| RU2651682C1 (ru) | Способ изокинетического отбора проб пластового флюида | |
| Ayirala et al. | Miscibility Determination from Gas‐Oil Interfacial Tension and P‐R Equation of State | |
| Yan et al. | A systematic experimental study on the phase behavior of complex fluid mixtures up to near-critical region | |
| Aasberg-Petersen et al. | Prediction of thermodynamic properties of oil and gas condensate mixtures | |
| Phan et al. | An experimental investigation into the effects of high viscosity and foamy oil rheology on a centrifugal pump performance | |
| Liu et al. | Study the high pressure effect on compressibility factors of high CO2 content natural gas | |
| Al-Eid et al. | Investigation of H2S migration in the Marjan complex | |
| Strand et al. | Interface light-scattering on a methane–decane system in the near-critical region at 37.8 C (100 F) | |
| Plasencia et al. | Pipe flow of water in oil emulsions in different pipe diameters |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180106 |