RU2651682C1 - Способ изокинетического отбора проб пластового флюида - Google Patents
Способ изокинетического отбора проб пластового флюида Download PDFInfo
- Publication number
- RU2651682C1 RU2651682C1 RU2016151901A RU2016151901A RU2651682C1 RU 2651682 C1 RU2651682 C1 RU 2651682C1 RU 2016151901 A RU2016151901 A RU 2016151901A RU 2016151901 A RU2016151901 A RU 2016151901A RU 2651682 C1 RU2651682 C1 RU 2651682C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- sampling
- flow
- fluid
- condensate
- Prior art date
Links
- 238000005070 sampling Methods 0.000 title claims abstract description 53
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 30
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 230000003189 isokinetic effect Effects 0.000 title claims abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 claims abstract 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 8
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 2
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 14
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 13
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 10
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 238000005215 recombination Methods 0.000 description 6
- 230000006798 recombination Effects 0.000 description 6
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000000740 bleeding effect Effects 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 1
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000003595 mist Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000001932 seasonal effect Effects 0.000 description 1
- 238000005204 segregation Methods 0.000 description 1
- 238000010187 selection method Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/086—Withdrawing samples at the surface
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N1/00—Sampling; Preparing specimens for investigation
- G01N1/28—Preparing specimens for investigation including physical details of (bio-)chemical methods covered elsewhere, e.g. G01N33/50, C12Q
- G01N1/38—Diluting, dispersing or mixing samples
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разведке и разработке газоконденсатных и нефтяных месторождений для отбора проб и исследования компонентно-фракционного состава и физико-химических свойств пластового флюида. Техническим результатом изобретения является повышение качества отбора представительных пластовых проб газоконденсата (и нефти) на поверхности, без необходимости сепарации флюида. Способ изокинетического отбора проб пластового флюида, находящегося в виде потока газо-жидкостной смеси в замерной линии многофазного расходомера заключается в том, что для скважинного флюида сначала подбирают режим с максимальным конденсатогазовым отношением, а затем поток подвергают кавитационному эмульгированию, после чего производят корректировку температуры и давления в пробоотборнике, обеспечивая условия термодинамического равновесия в системе «замерная линия расходомера - пробоотборник». 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разведке и разработке газоконденсатных и нефтяных месторождений для отбора проб и исследования компонентно-фракционного состава и физико-химических свойств пластового флюида.
Отбор представительных пластовых проб газоконденсата является сложной задачей, так как флюид находится в околокритической области. Газоконденсат в пластовых условиях изначально находится в газообразном состоянии, и при создании депрессии (например, при испытании скважины) давление быстро снижается ниже точки росы, при этом тяжелые фракции углеводородов выпадают в призабойной зоне пласта. Газосодержание проб, отобранных скважинными пробоотборниками из двухфазной области, носит случайный характер, поэтому такие данные нельзя использовать для прогнозных термодинамических расчетов. Отбор с помощью монофазных скважинных пробоотборников (с дополнительным сжатием образца флюида, предотвращающим разделение фаз при охлаждении на поверхности), может быть осуществлен только на самом раннем этапе (разведки и оценки запасов), в новой скважине, т.е. до того, как пластовое давление упадет ниже точки росы.
Традиционно отбор проб на газовых месторождениях (в соответствии с «Инструкцией по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин», Ред.: Алиев З.С., Зотов Г.А., М.: Недра, 1980) выполняется через сепаратор, с одновременным отбором газовой и жидкой фаз, с последующей рекомбинацией пробы и PVT исследованием в лаборатории. Однако отбор проб через сепаратор имеет ряд недостатков:
(а) Загрязнение сепаратора жидкостями от предыдущих испытаний приводит к контаминации проб и искажению истинной картины. Идеально очистить сепаратор перед каждым новым исследованием практически невозможно.
(б) Сезонные ограничения использования сепаратора в холодном климате.
(в) Плохая чувствительность и высокая погрешность замерных устройств сепаратора при измерениях расхода.
(г) Усреднение состава флюида за большой интервал времени вследствие большой емкости и инерционности сепаратора.
(д) Ошибки, вызванные физической рекомбинацией проб газа и конденсата, особенно для флюида с низким конденсатогазовым отношением (КГО).
Особый интерес при испытании скважин представляет возможность отбора представительных (т.е., идентичных по составу) проб пластового флюида непосредственно из линии проточного многофазного расходомера, поскольку данные физико-химических свойств на различных режимах необходимы для корректной PVT модели и расчета фаз. Основная проблема заключается в том, что в трубе скорости движения фаз (жидкости и газа) различны. Несколько дорогостоящих попыток создать устройство для изокинетического отбора представительных проб ГК смеси на поверхности из проточных многофазных расходомеров было предпринято в компании Шлюмберже, но эти проекты были признаны неудачными (IGSS, IWSS, и т.д.).
Устройство PhaseSampler (Pinguet В., Guieze Н., - Measure of quantities of oil and water in multiphase flows. - US 8201458 B2 - Schlumberger Technology Corp., опубл. 19.01.2012), применяемое в расходомере PhaseTester Vx компании Шлюмберже, в настоящее время, является пока единственным устройством для отбора проб из многофазных несепарированных потоков. Однако PhaseSampler изначально проектировался для контроля свойств конденсата и газа в замерной линии расходомера, и не предназначен для отбора представительных пластовых проб. Имеется ряд недостатков, ограничивающих его применение в этих целях:
1) Отбор проб газа и жидкости производится неодновременно, вследствие чего рекомбинированные образцы не являются репрезентативными.
2) Термодинамические условия не являются стабильными во время пробоотбора, что плохо влияет на качество проб.
3) Качество фазовой сегрегации зависит от мастерства оператора и состояния оптического датчика, который быстро становится грязным и часто выходит из строя.
4) Для борьбы с гидратами часто требуется закачка метанола во время взятия проб.
5) Для исследования PVT требуется физическая рекомбинация пластовой пробы из проб газа и нестабильного конденсата, отобранных из замерного сепаратора. Это приводит к дополнительным операционным погрешностям качества, дополнительным затратам времени и средств.
ТюменьНИИгипрогаз (В.Ф. Новопашин, «Способ отбора проб газожидкостной среды и устройство для его осуществления», Патент РФ №2422796, заявл. 16.03.2010, опубл. 17.06.2011) предлагает свое Мобильное Замерное Устройство (МЗУ), которое отбирает «малую и известную часть» потока с помощью зонда, вставляемого в устье скважины, и направлении этого потока через небольшой сепаратор. Декларируется изокинетический отбор проб и точные измерения расхода, хотя при вихревом характере потока более тяжелые фракции локализуются вдоль стенок трубы; кроме того, распределение фракций по сечению трубы подвержено случайным флуктуациям из-за нестабильной работы скважины, поэтому микрозонд, установленный на фиксированном расстоянии от стенки трубы, в разные моменты времени может захватывать преимущественно либо газ, либо конденсат, и пробы могут давать большой разброс по составу. Тем не менее это устройство наряду с многофазным расходомером, сепаратором и скважинными пробоотборниками можно рассматривать в качестве одного из сравнительных устройств при испытании предлагаемой здесь новой изокинетической системы пробоотбора.
Итак, практически отсутствует возможность отобрать пластовые пробы исходного газоконденсата в монофазном (газообразном) состоянии. Попытки отбора представительных проб газожидкостной смеси (двухфазного флюида) связаны с разделением фаз и минимизацией ошибок, обусловленных относительным проскальзыванием фаз, что на практике является дорогостоящей и трудноосуществимой задачей.
Задачей изобретения является повышение качества отбора представительных пластовых проб газоконденсата (и нефти) на поверхности, без необходимости сепарации флюида. Дополнительные задачи - снижение временных и материальных затрат, возможность быстро получать неограниченное число проб, пригодных для PVT анализа, а также повышение точности замеров многофазных расходомеров.
Поставленные задачи решаются за счет принципиально новой технологии, в которой перед началом отбора проб из замерной линии многофазного расходомера производится вывод скважины на режим, соответствующий выносу пластового флюида с максимальным конденсатогазовым отношением (КТО); затем поток смеси пропускается через эмульгатор для достижения изокинетического течения; после чего пробы отбирают в сосуды под давлением, термодинамические условия в которых должны соответствовать условиям в линии отбора.
Существенными признаками способа являются:
1. Отбор проб пластового флюида (газового конденсата или нефти), поступающего из скважины, из наземной линии с замерным многофазным устройством.
2. Вывод на режим с максимальным конденсатогазовым отношением с помощью штуцерного манифольда и многофазного расходомера.
3. Перевод потока на байпас с установленным на нем эмульгатором кавитационного типа, на котором производится распыление жидкой фазы с целью получения гомогенной двухфазной газожидкостной смеси с изокинетическим течением.
4. Корректировка температуры и давления в пробоотборнике для соблюдения условий термодинамического равновесия в системе «замерная линия расходомера - пробоотборник».
Признак 1 является общим с прототипами существенным признаком, а признаки 2-4 - отличительными существенными признаками изобретения.
Сущность изобретения.
Задачей альтернативного подхода является повышение качества отбора представительных пластовых проб газоконденсата (и нефти) на поверхности, без необходимости сепарации флюида. Дополнительные задачи - снижение временных и материальных затрат, возможность быстро получать неограниченное число проб, пригодных для PVT анализа, а также повышение точности замеров многофазных расходомеров.
Поставленные задачи решаются за счет принципиально новой технологии отбора, в которой перед началом отбора проб из замерной линии многофазного расходомера сначала производится вывод скважины на режим, соответствующий выносу пластового флюида с максимальным конденсатогазовым отношением, затем поток смеси пропускается через эмульгатор для достижения изокинетического течения, после чего пробы отбирают в сосуды под давлением, термодинамические условия в которых должны соответствовать условиям в линии отбора.
Общепринятым способом пробоотбора газоконденсатной смеси является раздельный одновременный отбор газа и конденсата из сепаратора с последующей рекомбинацией пробы в лабораторных условиях. В альтернативном методе, изложенном здесь, предлагается идти путем максимальной гомогенизации потока с помощью эмульгатора, чтобы добиться изокинетического течения. Такая технология будет идеально работать любыми с многофазными расходомерами проточного типа, такими как Альфа-VS/R/D, PhaseTester Vx, и др., поскольку для них не требуется сепарация флюида, и наоборот, при этом замеры в гомогенной смеси будут только точнее. Схема технологии отбора пробы показана на Фиг. 1 и включает в себя эффективный смеситель (эмульгатор) 3, установленный после штуцерного манифольда 2 на байпасной линии перед многофазным расходомером (MPFM) 4. На кавитационном эмульгаторе 3 при достаточной скорости потока смеси вся жидкая фаза в линии разбивается на частицы размером от 1 до 10 мкм. Этот поток эмульсии или «эмульсионного тумана» будет изокинетическим, как и любой поток эмульсии. Порт для отбора проб следует размещать после эмульгатора, на расстоянии, равном пятикратному внутреннему диаметру трубы, где поток эмульсии максимально однороден, и еще не начался процесс коагуляции частиц жидкости. Порт отбора пробы представляет плавно изогнутый собой Г-образный патрубок из нержавеющей стали (размером 1/8'' или 1/4''), расположенный внутри байпасной линии, с пробозаборным отверстием, направленным навстречу потоку, на расстоянии от внутренней стенки, равном ~0,5 (половине) внутреннего радиуса трубы (на Фиг. 1 не показано). Для отбора пробы порт плавно открывается наружным вентилем. Прежде чем приступить к отбору проб, следует найти режим работы скважины с максимальным КГО (конденсатогазовым отношением) и добиться стабильной работы скважины на выбранном штуцере. При максимальном выходе тяжелых конденсатных фракций на поверхность компонентный состав флюида будет наиболее близок к исходному составу пластового флюида. Скорость потока (расход) регулируется на штуцерном манифольде, а КГО контролируется на многофазном расходомере (Alpha VSR или PhaseTester Vx).
Процесс отбора пробы однородной газожидкостной смеси аналогичен отбору пробы нефти под давлением из замерного сепаратора. Для отбора можно использовать двухсекционную колбу 5 типа CSB (Conventional Sampling Bottle, Schlumberger), одна секция которой предварительно заполняется буферной жидкостью (смесью воды с гликолем), а другая, отделенная от нее плавающим поршнем, предназначена для отбора пробы. Колба 5 должна находиться в предварительно нагретом состоянии под давлением - в соответствии с термодинамическими условиями в линии отбора/замера. Нагрев колбы 5 осуществляется при помощи термостатирующего нагревательного кожуха 6, производится корректировка температуры, а давление буферной жидкости устанавливается ручным гидравлическим насосом и корректируется манометром и стравливающим вентилем. Для отбора пробы на колбе 5 следует плавно открыть клапан для слива буферной жидкости, постепенно стравливая ее в мензурку. При этом контролируется объем вытесненной жидкости и давление в колбе, чтобы не допускать скачков давления.
Предлагаемый способ отбора проб из несепарированной смеси замерной линии расходомера прост в реализации, экономически эффективен и решает проблему получения представительных пластовых проб газового конденсата. Способ отбора позволяет получать большие объемы однофазной жидкости для PVT исследований непосредственно на буровой. Качество проб может быть доказано статистически сравнением с традиционными технологиями пробоотобора на изученных объектах. Если имеется полевая PVT лаборатория для экспресс-анализа на месте, то не требуется транспортировка и хранение проб. Такой комплекс позволит оперативно производить оптимизацию добычи конденсата по всему фонду добывающих скважин на ГКМ-путем тестирования на разных режимах и повысит точность измерений фазовых дебитов на многофазных расходомерах. Отпадает необходимость в физической рекомбинации путем лабораторного смешения проб газа и конденсата, что позволит избежать дополнительной экспериментальной погрешности, сэкономит время и средства. Установка является альтернативой глубинному и сепараторному отбору проб и подходит для испытания газоконденсатных и нефтяных скважин.
Сущность изобретения поясняется двумя иллюстрациями, где:
На Фиг. 1 - показана схема изокинетического отбора пластового флюида при испытании скважины с многофазным расходомером. Обозначения: 1 - устье скважины; 2 - штуцерный манифольд; 3 - смеситель-эмульгатор; 4 - многофазный расходомер; 5 - пробоотборник высокого давления; 6 - нагревательный кожух.
На Фиг. 2 - показан принцип работы эмульгатора кавитационного типа.
Способ осуществляется следующим образом.
Прежде чем приступить к отбору проб, следует найти режим работы скважины с максимальным КГО и добиться стабильной работы скважины на выбранном штуцере. При максимальном выходе тяжелых конденсатных фракций на поверхность компонентный состав флюида будет наиболее близок к исходному составу пластового флюида. Поток регулируется на штуцерном манифольде, а КГО контролируется на многофазном расходомере (например, Alpha VSR или PhaseTester Vx). Схема установки испытания скважины с многофазным расходомером представлена на Фиг. 1.
Для отбора проб поток направляется через байпас, на котором установлен эмульгатор кавитационного типа, создающий поток гомогенной газожидкостной смеси с изокинетическим течением. В качестве пробоотборника можно использовать стандартную колбу (типа CSB, Schlumberger) для отбора проб нефти из сепаратора под давлением - двухсекционный цилиндрический сосуд рабочим объемом ~670 мл, в котором одна секция заполнена буферной жидкостью (смесью воды с гликолем), а другая предназначена для заполнения пробой. Колба должна находиться в предварительно нагретом состоянии и под давлением - в соответствии с условиями в линии отбора/замера. Процесс отбора гомогенизированной пробы аналогичен отбору пробы нефти под давлением из замерного сепаратора с той разницей, что в предлагаемом способе важно соблюдение термодинамического равновесия в системе в процессе отбора. Для отбора пробы гомогенизированной газожидкостной смеси следует открыть вентиль входного порта пробоотборника и предварительно промыть пластовым флюидом «мертвые объемы» в пробозаборной части колбы, в соответствии со стандартной процедурой отбора пробы нефти из замерного сепаратора. Затем постепенно, не допуская скачков давления, начать стравливать буферную жидкость в мензурку, заполняя пробой колбу и контролируя объем вытесненной жидкости. После того как будет вытеснено 90% объема буферной жидкости, закрыть выходной и входной вентили пробоотборника. Поскольку проба была отобрана при максимальном КГО, то молекулярно-фракционный состав этой смеси будет ближе всего соответствовать составу пластового флюида. Таким образом, флюид, поступающий в скважину из пласта, проходит и через линию замера, но уже в гомогенизированном виде. Поскольку в потоке после эмульгатора отсутствуют макронеоднородности (капли, пузыри), то повышается точность замеров многофазного расходомера, имеющего ограниченную частоту сканирования потока (45 Гц на PhaseTester Vx). Процесс рекомбинации таких проб очень прост. Достаточно обычного кондиционирования (периодического покачивания при Р>Рпл, Т=Тпл) пробы в лаборатории в течение нескольких суток, чтобы проба вернулась в монофазное состояние и была пригодна для исследования в ячейке PVT.
Важно подобрать эффективный смеситель-эмульгатор для газожидкостных смесей, работающий в широком диапазоне КГО и дебитов, простой и надежный в эксплуатации. Изучение рынка показало, что наиболее перспективный эмульгатор для наших целей - кавитационного типа. В нем нет движущихся деталей, подверженных засорению и эрозии. Процесс кавитационного распыления жидкости происходит при прохождении потока смеси вдоль клинообразного лезвия, выполненного из высокопрочного сплава (Фиг. 2). Пример такого эмульгатора - Sonolator (Sonic Corp, США). Этот продукт широко используется в медицинской, химической и пищевой промышленности для создания эмульсий. Необходимое давление там создается насосом, который не нужен в нашем случае - при испытании высоконапорных газовых скважин. Кавитационный механизм создания газожидкостной эмульсии является очень эффективным при высокой скорости потока. Это как раз характерный случай для газовых скважин. Номинальное давление кавитационного смесителя - 5000 psi (345 бар), а его размер можно подобрать в зависимости от ожидаемого расхода. В случае высокодебитных скважин через байпас можно направлять часть потока через Y-соединение, установленное после предварительного смесителя механического типа.
Claims (2)
1. Способ изокинетического отбора проб пластового флюида, находящегося в виде потока газо-жидкостной смеси в замерной линии многофазного расходомера, отличающийся тем, что для скважинного флюида сначала подбирают режим с максимальным конденсатогазовым отношением, а затем поток подвергают кавитационному эмульгированию, после чего производят корректировку температуры и давления в пробоотборнике, обеспечивая условия термодинамического равновесия в системе «замерная линия расходомера - пробоотборник».
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что поток предварительно переводят на байпас.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016151901A RU2651682C1 (ru) | 2016-12-28 | 2016-12-28 | Способ изокинетического отбора проб пластового флюида |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016151901A RU2651682C1 (ru) | 2016-12-28 | 2016-12-28 | Способ изокинетического отбора проб пластового флюида |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2651682C1 true RU2651682C1 (ru) | 2018-04-23 |
Family
ID=62045693
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016151901A RU2651682C1 (ru) | 2016-12-28 | 2016-12-28 | Способ изокинетического отбора проб пластового флюида |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2651682C1 (ru) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2085893C1 (ru) * | 1993-07-27 | 1997-07-27 | Вальшин Ринат Равильевич | Устройство для отбора проб жидкости из трубопровода |
| RU2135985C1 (ru) * | 1998-02-05 | 1999-08-27 | Булгаков Борис Борисович | Проточный измеритель влажности нефтепродуктов |
| RU2422796C1 (ru) * | 2010-03-16 | 2011-06-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ отбора проб газожидкостной среды и устройство для его осуществления |
| US8201458B2 (en) * | 2007-10-12 | 2012-06-19 | Schlumberger Technology Corporation | Measure of quantities of oil and water in multiphase flows |
-
2016
- 2016-12-28 RU RU2016151901A patent/RU2651682C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2085893C1 (ru) * | 1993-07-27 | 1997-07-27 | Вальшин Ринат Равильевич | Устройство для отбора проб жидкости из трубопровода |
| RU2135985C1 (ru) * | 1998-02-05 | 1999-08-27 | Булгаков Борис Борисович | Проточный измеритель влажности нефтепродуктов |
| US8201458B2 (en) * | 2007-10-12 | 2012-06-19 | Schlumberger Technology Corporation | Measure of quantities of oil and water in multiphase flows |
| RU2422796C1 (ru) * | 2010-03-16 | 2011-06-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ отбора проб газожидкостной среды и устройство для его осуществления |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10677627B2 (en) | Representative sampling of multiphase fluids | |
| US8606531B2 (en) | System and method for spot check analysis or spot sampling of a multiphase mixture flowing in a pipeline | |
| Oddie et al. | Experimental study of two and three phase flows in large diameter inclined pipes | |
| US8797517B2 (en) | PVT analysis of pressurized fluids | |
| US7523648B2 (en) | Apparatus and methods for solids deposition and analysis | |
| US20110185809A1 (en) | Universal flash system and apparatus for petroleum reservoir fluids study | |
| US20080257413A1 (en) | System, Program Product, and Related Methods for Global Targeting of Process Utilities Under Varying Conditions | |
| US9869624B2 (en) | Method and apparatus for characterizing interfacial tension between two immiscible or partially miscible fluids | |
| EP2651526B1 (en) | Microfluidic system and method for performing a flash separation of a reservoir fluid sample | |
| US20200179922A1 (en) | Method and apparatus for characterizing inorganic scale formation conditions employing a microfludic device | |
| US11684917B2 (en) | Microfluidic technique for detection of multi-contact miscibility | |
| Yang et al. | Oil-Water flow patterns, holdups and frictional pressure gradients in a vertical pipe under high temperature/pressure conditions | |
| MX2011003287A (es) | Proceso de medicion de la viscosidad dinamica de crudo vivo pesado desde la presion de yacimiento hasta la presion atmosferica, incluyendo la presion en el punto de burbuja, basado en un viscosimetro electromagnetico. | |
| Jacoby et al. | PVT measurements on petroleum reservoir fluids and their uses | |
| US20170058670A1 (en) | Liquid sampling container with internal mixer | |
| RU2651682C1 (ru) | Способ изокинетического отбора проб пластового флюида | |
| Guillevic et al. | Vapor-liquid equilibrium measurements up to 558 K and 7 MPa: a new apparatus | |
| US20170342824A1 (en) | Hydrocarbon Well Production Analysis System | |
| CN111255444A (zh) | 一种地层油气相对渗透率测定方法 | |
| Plasencia et al. | Pipe flow of water in oil emulsions in different pipe diameters | |
| RU2260119C1 (ru) | Способ определения компонентного состава и газового фактора продукции скважин | |
| Abed et al. | Experimental Analysis of Two-Phase Flow Through Cylinderical Obstruction in Vertical Pipe | |
| Rosettani et al. | Instantaneous void fraction signal using capacitance sensor for two-phase flow pattern identification | |
| Akor | Liquid holdup in vertical air/water multiphase flow with surfactant | |
| Andreussi et al. | Is it possible to reduce the cost (and increase the accuracy) of multiphase flow meters? |