RU2701408C1 - Device for rapid assessment of gas factor of oil and gas wells during extraction of downhole samples of formation fluid - Google Patents
Device for rapid assessment of gas factor of oil and gas wells during extraction of downhole samples of formation fluid Download PDFInfo
- Publication number
- RU2701408C1 RU2701408C1 RU2019100965A RU2019100965A RU2701408C1 RU 2701408 C1 RU2701408 C1 RU 2701408C1 RU 2019100965 A RU2019100965 A RU 2019100965A RU 2019100965 A RU2019100965 A RU 2019100965A RU 2701408 C1 RU2701408 C1 RU 2701408C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- sample
- formation fluid
- oil
- chamber
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 56
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 41
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract description 28
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000011835 investigation Methods 0.000 claims abstract 2
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 12
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 11
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims description 10
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 10
- 238000005192 partition Methods 0.000 claims description 7
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 30
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 3
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 210000000056 organ Anatomy 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000004868 gas analysis Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области исследования пластов в нефтегазовых скважинах путем дистанционного отбора проб жидкостей или газа и их опробования непосредственно в скважинах, и используется для определения газового фактора в пластовом флюиде.The invention relates to the field of formation research in oil and gas wells by remote sampling of liquids or gas and their testing directly in the wells, and is used to determine the gas factor in the formation fluid.
Величина газового фактора нефти добываемой из конкретного нефтенасыщенного пласта является важным параметром, который оказывает значительное влияние на его продуктивность, в связи с чем необходимо осуществлять текущий контроль за его величиной в соответствии с нормативным документом РД 39-0147035-225-88.The value of the gas factor of oil produced from a particular oil-saturated formation is an important parameter that has a significant impact on its productivity, and therefore it is necessary to monitor its value in accordance with regulatory document RD 39-0147035-225-88.
Согласно общепринятой практике подобный контроль осуществляют, как правило, на устье скважины путем периодического отбора проб добываемой нефти и последующего их анализа в лабораторных условиях, либо путем непрерывного инструментального контроля за добываемой продукцией согласно ГОСТ Р 8.615-2005 с помощью специальных измерительных установок (М.Д. Валеев, А.Г. Газаров, О.В. Давыдова «Сравнительный анализ измерительных установок для определения газового фактора» // Нефтяное хозяйство, 2011, №1, с. 96-99).According to generally accepted practice, such control is carried out, as a rule, at the wellhead by periodic sampling of produced oil and their subsequent analysis in laboratory conditions, or by continuous instrumental monitoring of produced products in accordance with GOST R 8.615-2005 using special measuring devices (M.D. Valeev, A.G. Gazarov, O.V. Davydova "Comparative analysis of measuring installations for determining the gas factor" // Oil industry, 2011, No. 1, pp. 96-99).
Подобный метод измерений газового фактора (ГФ) целесообразен при условии эксплуатации одного продуктивного пласта. Однако, когда одной скважиной эксплуатируются два или более продуктивных пластов, то подобный метод измерений не позволяет точно оценить ГФ каждого отдельного пласта. Особенно важно знать ГФ каждого отдельного пласта на завершающей стадии разработки нефтяного месторождения (С.Г. Каменецкий, В.М. Кузьмин, В.П. Степанов «Нефтепромысловые исследования платов» // М., Недра, 2009).A similar method of measuring the gas factor (GF) is advisable under the condition of operation of one reservoir. However, when two or more productive formations are operated by one well, such a measurement method does not allow an accurate assessment of the GF of each individual formation. It is especially important to know the GF of each individual formation at the final stage of oil field development (S.G. Kamenetsky, V.M. Kuzmin, V.P. Stepanov, “Oilfield Studies of Plates” // M., Nedra, 2009).
Нефтегазодобывающие предприятия решают указанную проблему путем отбора глубинных проб добываемой продукции с помощью специальных скважинных пробоотборников спускаемых на кабеле - ПГМ-36-300, либо на проволоке в автономном исполнении - ПГМ-А-36-300 с объемом отбираемой пробы 300 мл. (www.vniigis.bashnet.ru).Oil and gas companies solve this problem by taking in-depth samples of produced products using special borehole samplers run on a cable - PGM-36-300, or on a wire in a stand-alone design - PGM-A-36-300 with a sample volume of 300 ml. (www.vniigis.bashnet.ru).
Недостаток такого метода оценки газового фактора заключается в том, что он не является оперативным и приводит, с одной стороны, к значительному задалживанию скважин для выполнения подобных операции по отбору проб, а с другой - достаточно продолжительных их лабораторных исследований, включая дополнительную потерю времени на доставку проб с месторождения в соответствующую промысловую лабораторию, часто удаленную от промысла на несколько десятков километров.The disadvantage of this method of estimating the gas factor is that it is not operational and, on the one hand, leads to a significant delay in the wells for performing such sampling operations, and on the other hand, their sufficiently long laboratory studies, including an additional loss of delivery time samples from the field to the appropriate field laboratory, often several tens of kilometers away from the field.
Известно устройств для анализа пластовых флюидов непосредственно в скважине, содержащее модуль анализатора, установленного в проточной линии для перетекания пластового флюида из скважины внутрь пробоотборной камеры, находящейся внутри корпуса, спускаемого на каротажном кабеле в ствол скважины, (пат. РФ №2392430, Е21В 49/08, G01N 7/00, приоритет 19.04.2006 г., опубл. 20.06.2010 г.).Known devices for the analysis of reservoir fluids directly in the well, containing a module of the analyzer installed in the flow line for the flow of the reservoir fluid from the well into the sampling chamber located inside the housing, lowered by wireline into the wellbore, (US Pat. RF No. 2392430, Е21В 49 / 08,
В известном устройстве для анализа газа в составе пластовой жидкости используется оптический датчик с детектором рассеяния, который включает в себя высокотемпературный элемент отбора образцов высокого давления с окнами, так что свет из соответствующего источника проходит через пластовые флюиды, протекающие через проточные линии или удерживаемые в них, на фотодетектор, расположенный на другой стороне проточной линии от источника света. Фокусирующая оптика может быть предусмотрена между источником света и фотодетектором, так что свет от источника света собирается и направляется непосредственно на фотодетектор. При этом, поскольку эффект рассеяния зависит от размера твердых частиц в пластовом флюиде, сопоставимых с длинами волн, подобных или меньших, чем размеры частиц, то посредством выбора подходящих длин волн с использованием оптического фильтра, возможно получать данные о размерах пузырьков или частиц и их концентрации. Кроме того, известное устройство содержит датчики температуры и давления, а клапаны, отсекающие объем исследуемой пробы, выполнены с принудительным приводом, например с электрическим.In the known device for gas analysis in the composition of the reservoir fluid, an optical sensor with a scattering detector is used, which includes a high-temperature element for sampling high pressure with windows, so that light from the corresponding source passes through reservoir fluids flowing through the flow lines or held in them, to a photo detector located on the other side of the flow line from the light source. Focusing optics may be provided between the light source and the photodetector, so that light from the light source is collected and sent directly to the photodetector. Moreover, since the scattering effect depends on the size of solid particles in the formation fluid comparable with wavelengths similar or shorter than particle sizes, it is possible to obtain data on the sizes of bubbles or particles and their concentration by choosing suitable wavelengths using an optical filter . In addition, the known device contains temperature and pressure sensors, and valves that cut off the volume of the test sample are made with a forced drive, for example with an electric one.
Работа скважинных модулей анализа пластовых флюидов, камеры сбора, а также другие рабочие элементы скважинного прибора управляются наземной системой дистанционного управления, включающей в себя процессор, служащий для передачи управляющих сигналов на рабочие элементы скважинного прибора и снабженный программой для определения характеристик пластовых флюидов, переданных по кабелю на поверхность.The operation of the well fluid analysis modules of the formation fluid, the collection chamber, as well as other working elements of the well tool are controlled by a ground-based remote control system including a processor used to transmit control signals to the working elements of the well tool and equipped with a program for determining the characteristics of formation fluids transmitted via cable to the surface.
Известное устройство обеспечивает анализ отобранной глубинной пробы пластовой жидкости непосредственно в процессе отбора проб в скважине, в том числе позволяет качественно определить наличие газа и твердых частиц в пластовой жидкости, однако не предусматривает производить точную оценку величины газового фактора каждой из отобранных проб пластового флюида из соответствующего продуктивного пласта непосредственно в скважине.The known device provides an analysis of a deep reservoir fluid sample taken directly during sampling in a well, including the ability to qualitatively determine the presence of gas and solid particles in the reservoir fluid, but does not provide an accurate estimate of the gas factor of each of the selected reservoir fluid samples from the corresponding productive formation directly in the well.
Технической задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является усовершенствование конструкции скважинных пробоотборников, позволяющее в процессе отбора глубинных проб пластового флюида осуществлять экспресс-оценку газового фактора с высокой точностью в режиме «online».The technical problem solved by the present invention is to improve the design of downhole samplers, which allows the rapid assessment of the gas factor with high accuracy in the online mode in the process of taking deep samples of reservoir fluid.
Указанная задача решается тем, что в устройстве для экспресс-оценки газового фактора нефтегазовых скважин в процессе отбора глубинных проб пластового флюида, содержащем баростойкий корпус с кабельной головкой, спущенные на кабеле в скважину, и размещенную в корпусе пробоприемную камеру, снабженную клапанами, выполненными с принудительным приводом, модули анализа пластовых флюидов, включающие датчики температуры и давления исследуемой пробы флюида, наземную систему дистанционного управления, включающую в себя процессор, служащий для передачи управляющих сигналов на рабочие элементы устройства и снабженный программой для определения переданных по кабелю на поверхность характеристик пластовых флюидов, в отличие от известного, в баростойком корпусе установлен дополнительный рабочий корпус, образующий пробоприемную камеру, в которой размещен поршень со штоком, разделяющий пробоприемную камеру на два отсека, сообщающиеся между собой посредством перепускного клапана, выполненного в указанном поршне, при этом пробоприемная камера снабжена терморегулируемым нагревателем и ультразвуковым измерителем скорости ультразвуковых колебаний в отобранной пробе пластовой жидкости, кроме того, к нижней части баростойкого корпуса присоединен сообщающийся с вышеуказанной пробоприемной камерой контейнер для сбора исследованных проб пластового флюида.This problem is solved by the fact that in the device for the rapid assessment of the gas factor of oil and gas wells in the process of taking deep samples of formation fluid, containing a pressure-resistant housing with a cable head, lowered on the cable into the well, and a sampling chamber located in the housing, equipped with forced-operated valves drive, formation fluid analysis modules, including temperature and pressure sensors of the studied fluid sample, ground-based remote control system, including a processor, used to transmitting control signals to the working elements of the device and equipped with a program for determining the characteristics of reservoir fluids transmitted by cable to the surface, in contrast to the known one, an additional working housing is installed in the pressure-resistant housing, which forms a sampling chamber, in which a piston with a rod is placed that divides the sampling chamber into two compartments communicating with each other by means of a bypass valve made in the specified piston, while the sampling chamber is equipped with a temperature-controlled Lemma and ultrasound velocimeter ultrasonic vibrations in the selected sample of the formation fluid, in addition, to the bottom of the pressure-resistant housing is attached in communication with said chamber probopriemnoy container for collecting formation fluid samples tested.
Дополнительный рабочий корпус установлен в баростойком корпусе с зазором между ними, а в полости зазора размещены электронные блоки управления рабочими элементами (модулями) устройства, соединенные с ними электрическими связями.An additional working case is installed in a pressure-resistant case with a gap between them, and electronic control units for the working elements (modules) of the device connected to them by electrical connections are located in the cavity of the gap.
Пробоприемная камера в своей верхней части снабжена перегородкой, отделяющей от нее отсек с расположенными в нем редуктором и электродвигателем, а также механизмом реостата с подвижным ползуном.The sampling chamber in its upper part is equipped with a partition separating from it a compartment with a gearbox and electric motor located in it, as well as a rheostat mechanism with a movable slider.
Контейнер для сбора исследуемых проб пластового флюида сообщается с пробоприемной камерой посредством нажимного клапана, установленного в перегородке в нижней части пробоприемной камеры.The container for collecting the studied samples of the reservoir fluid communicates with the sampling chamber by means of a pressure valve installed in the partition at the bottom of the sampling chamber.
Датчики температуры и давления установлены на боковых сторонах внутри каждого из вышеуказанных отсеков.Temperature and pressure sensors are installed on the sides inside each of the above compartments.
На штоке поршня, разделяющего пробоприемную камеру на два отсека, навиты передающая и принимающая индукционные катушки для приведения в действие перепускного клапана.On the piston rod dividing the sample chamber into two compartments, transmitting and receiving induction coils are wound to actuate the bypass valve.
Терморегулируемый нагреватель и ультразвуковой измеритель скорости ультразвуковых колебаний в отобранной пробе пластового флюида расположены в нижнем отсеке пробоприемной камеры, снабженном впускным клапаном, приводимым в действие электромагнитной катушкой.A temperature-controlled heater and an ultrasonic ultrasonic vibration velocity meter in a sample of formation fluid are located in the lower compartment of the sampling chamber, equipped with an inlet valve driven by an electromagnetic coil.
На фиг. 1 представлена принципиальная схема устройства для отбора проб пластового флюида и ее экспресс-анализа.In FIG. 1 is a schematic diagram of a device for sampling formation fluid and its rapid analysis.
На фиг. 2 представлена блок-схема управления исполнительными механизмами пробоотборника.In FIG. 2 shows a block diagram of the control of the actuators of the sampler.
Предлагаемое устройство для отбора проб пластового флюида в скважине и дистанционной экспресс-оценки его газового фактора состоит из следующих узлов и деталей (см. Фиг. 1).The proposed device for sampling formation fluid in the well and remote rapid assessment of its gas factor consists of the following nodes and parts (see Fig. 1).
Устройство включает в свой состав баростойкий корпус 1, внутри которого находится рабочий корпус 2, установленный с зазором 3 между ними, и снабженный перегородкой 4, в канале 5 которой установлен нажимной клапан 6. К нижней части корпуса 1 посредством полого резьбового переходника 7 прикреплен контейнер 8 для сбора исследованных проб пластового флюида, сообщаемый с полостью рабочего корпуса 2 посредством нажимного клапана 6.The device includes a pressure-
В рабочем корпусе 2 перемещается шток 9 с поршнем 10, разделяющими пробоприемную полость корпуса 2 на две части: 11 - нижний отсек для отбора проб пластового флюида из скважины через впускной клапан 12, который управляется электромагнитной катушкой 13, расположенной в полости зазора 3, средний отсек 14 - для приема газовой фракции через перепускной клапан 15, установленный в поршне 10 и управляемый индукционной катушкой 16, размещенной в полости 17 поршня 10. В верхнем отсеке 18, отделенном перегородкой 19, находится приводной механизм управления движением поршня 10, состоящий из редуктора 20, электродвигателя 21 и механизмов реостата 22 с подвижным ползуном 23, синхронно перемещаемого вдоль реостата 22 по мере передвижения поршня 10 и соединенного с ним штока 9 вдоль оси отсека 18. Внутри верхнего отсека 18 находится также индукционная катушка 24, предназначенная для передачи магнитной индукции по штоку 9 на индукционную катушку 16 для управления перепускным клапаном 15.In the
Кроме того, на перегородке 4 внутри нижнего отсека 11 смонтированы нагревательные элементы 25, предназначенные для подогрева отобранной в нижний отсек 11 пробы пластовой жидкости до нужной температуры ее полной дегазации.In addition, on the
В боковой поверхности нижнего отсека 11 смонтированы акустические преобразователи: излучатель (АК-И) 26 и приемник (АК-П) 27, датчики температуры (Т) 28 и давления (Р) 29.Acoustic transducers are mounted in the side surface of the lower compartment 11: emitter (AK-I) 26 and receiver (AK-P) 27, temperature sensors (T) 28 and pressure (R) 29.
В боковой поверхности среднего отсека 14 смонтированы датчики температуры 30 и давления 31.In the lateral surface of the
В полости зазора 3 размещены два электронных блока управления 32 и 33, которые предназначены для управления всеми функциональными органами устройства, а также для регистрации основных измеряемых параметров: температуры - Т, давления - Р, объема газа - Vг, объема жидкости - Vж, скорости ультразвуковых колебания (УЗК) - V. Блоки управления 32 и 33 связаны с функциональными органами устройства посредством электрических связей 34 и 35, подведенных к кабельной головке 36.In the cavity of the gap 3 there are two
Электронные блоки управления 32 и 33 всю оперативную информацию о режиме устройства передают через кабельную головку 36 по каротажному кабелю 37 на поверхность, где установлены компьютеризированная панель управления с персональным компьютером 38, откуда после обработки оперативной информации по соответствующим программам, исполнительные команды поступают опять на блоки управления 32 и 33, а с них - на соответствующие исполнительные механизмы (модули) устройства (см. Фиг. 2).The
Блок управления 32 предназначен для управления модулем 39 измерения сопротивления, куда входит механизм реостата 22 с подвижным ползуном 23, модулем 40 измерения и стабилизации температуры с датчиками температуры 28 и 30. С блоком управления 32 связаны акустический излучатель 26, и модуль 42 нагревателя, куда входят нагревательные элементы 25.The
Блок управления 33 предназначен для управления модулем 43 приемника ультразвуковых колебаний (УЗК), куда входит акустический приемник 27, модулем 44 измерения давления, куда входят датчики давления 29 и 31, модулем 45 управления перепускным клапаном 15 с помощью индукционных катушек 24 и 16, и модулем 46 управления впускным клапаном 12 с электромагнитной катушкой 13.The
Устройство с кабельной головкой 36 спускают в скважину на каротажном кабеле 37 и устанавливают против интервала перфорации продуктивного пласта для оценки ГФ в пробе, поступающего из него пластового флюида.A device with a
С поверхности, путем подачи управляющего сигнала на блок управления 33, включают электромагнитную катушку 13, приводящую к открытию впускной клапан 12, через который поступают пробы пластового флюида (добываемой продукции) в нижний отсек 11 устройства.From the surface, by supplying a control signal to the
Далее, путем подачи управляющего сигнала на блок управления 32 включают нагреватели 25 для подогрева отобранной пробы до нужной температуры ее полной дегазации.Further, by supplying a control signal to the
Известно, что величина ГФ зависит от температуры отбираемого из скважины пластового флюида (О.В. Давыдова. «Влияние температуры на остаточное количество газа в нефти при измерениях» // э/ж. «Нефтегазовое дело», 2013 г., №1, с. 72-75). Причем, чем выше температура пробы, тем меньше в нем остаточного нефтяного газа и, соответственно, меньше ее ГФ.It is known that the GF value depends on the temperature of the formation fluid sampled from the well (OV Davydova. “The effect of temperature on the residual amount of gas in oil during measurements” // e / f. “Oil and Gas Business”, 2013, No. 1, p. 72-75). Moreover, the higher the temperature of the sample, the less residual oil gas in it and, accordingly, its GF less.
Указанное обстоятельство использовано для ускорения процесса оценки ГФ пробы, отобранной с помощью скважинного пробоотборника предлагаемой конструкции, путем ее подогрева в пробоотборнике до нужной температуры. Причем, оптимальная температура полной дегазации отобранной пробы заранее определяется для каждого продуктивного пласта на конкретном месторождении нефти в лабораторных условиях соответствующего НГДУ.This circumstance was used to accelerate the process of assessing the GF of a sample taken using the borehole sampler of the proposed design by heating it in the sampler to the desired temperature. Moreover, the optimal temperature for complete degassing of the selected sample is determined in advance for each reservoir in a particular oil field in the laboratory conditions of the corresponding oil and gas production unit.
На следующем этапе, с целью полной дегазации поступившей в отсек 11 пробы пластового флюида, подают с поверхности от панели управления 38 по каротажному кабелю 37 энергию на электродвигатель 21 и с помощью редуктора 20 начинают перемещение штока 9 и соединенного с ним поршня 10 в верхнее положение, контролируя с помощью датчиков 28 и 29 температуру и давление в нижнем отсеке 11 устройства, а с помощью датчиков 30 и 31 - температуру и давление в среднем отсеке 14 рабочей камеры 2 устройства.At the next stage, in order to completely degass the reservoir fluid sample received in
Одновременно контролируют момент выравнивания давления между нижним 11 и средним 14 отсеками устройства по величине сопротивления отчитываемого с реостата 22. После фиксации момента выравнивания давления в нижнем 11 и среднем 14 отсеках устройства с помощью реверсного механизма (на Фиг. 1 не показан) включают обратное вращение электродвигателя 21, что приводит к опусканию поршня 10 в крайнее нижнее положение до его контакта с жидкой фазой отобранной пробы находящейся в нижнем отсеке 11 устройства.At the same time, the moment of pressure equalization between the lower 11 and middle 14 compartments of the device is monitored by the resistance value reported from the
Для того, чтобы газовая фаза, выделившаяся из отобранной пробы, (на Фиг. 1 не показано) свободно проходила в средний отсек 14, с помощью блока управления 33 по команде с поверхности путем подачи энергии на индукционную катушку 24 для передачи магнитной индукции по штоку 9 на индукционную катушку 16, открывают перепускной клапан 15.In order for the gas phase released from the selected sample (not shown in Fig. 1) to freely pass into the
После контакта поршня 10 с поверхностью жидкой фазы отобранной пробы находящейся в нижнем отсеке 11 устройства, электродвигатель 21 автоматически отключается.After the
После остановки поршня 10 в крайнем нижнем положении производят отсчет величины сопротивления на реостате 22, а затем по разности отчетов величины сопротивления полученной при выравнивании давления в нижнем 11 и среднем 14 отсеках пробоприемной камеры и при контакте поршня 10 с поверхностью жидкой фазы отобранной пробы определяют по показаниям реостата 22 полный объем, выделившегося из отобранной пробы газа - Vг заполнившего средний отсек 14 и полный объем жидкой фазы - Vж, заполнивший нижний отсек 11.After stopping the
Затем, по команде с поверхности поданной на блоки управления 32 и 33 запускают с помощью акустического излучателя 26 и приемника 27 режим прозвучивания жидкой фазы отобранной пробы, находящейся в нижнем отсеке 11 рабочей камеры 2 устройства и определяют значения скорости звука - V, а по ней: с использованием известных палеточных зависимостей, определяют плотность жидкой фазы отобранного пластового флюида - ρж.Then, on a command from the surface filed to the
На основании полученных данных наземное управляющее вычислительное устройство 38 определяет в режиме реального времени величину ГФ согласно известной формулы (1):Based on the obtained data, the ground
где:Where:
ρж - плотность жидкой фазы отобранного пластового флюида, т/м3,ρ W - the density of the liquid phase of the selected formation fluid, t / m 3 ,
Vж - полный объем жидкой фазы, м3,V W - the total volume of the liquid phase, m 3 ,
Vг - полный объем газовой фазы, м3,V g - the total volume of the gas phase, m 3 ,
ГФ - величина газового фактора, м3/т.GF - the value of the gas factor, m 3 / t.
Затем, после выполнения необходимого цикла измерения ГФ по команде с поверхности запускается цикл очистки нижнего 11 и среднего 14 отсеков от выделавшихся газовой и жидкой фаз отобранной пробы, сначала путем перемещения поршня 10 с помощью приводного механизма 21 в крайнее нижнее положение, что приводит к открыванию нажимного клапана 6 и выдавленного жидкой фазы отобранной пробы в сборный контейнер 8.Then, after performing the necessary cycle of GF measurement, the cleaning cycle of the lower 11 and middle 14 compartments from the released gas and liquid phases of the selected sample is started by a command from the surface, first by moving the
Затем, путем включения реверсивного механизма (на Фиг. 1 не показан) поршень 10 с помощью приводного механизма 21 начинает подниматься в крайнее верхнее положение с одновременным открыванием перепускного клапана 15 по команде с блока управления 33, благодаря чему попутный газ, выделившийся из жидкой фазы отобранной пробы, находившейся в нижнем отсеке 11, перемещается из надпоршневого пространства в подпоршневое. При достижении поршнем 10 крайнего верхнего положения (на Фиг. 1 не показано) перепускной клапан 15 по команде с блока управления 33 закрывается и одновременно включается приводной механизм 21, который приводит к опусканию поршня 10 и выдавливанию попутного газа, находящегося в подпоршневом пространстве через нажимной клапан 6 в сборный контейнер 8. При достижении поршнем 10 крайнего нижнего положения (на Фиг. 1 не показано) пробоотборная рабочая камера 11 готова к приему очередной пробы пластового флюида из скважины.Then, by turning on the reversing mechanism (not shown in Fig. 1), the
Следует заметить, что в известном патенте №2392430 приведено описание ультразвукового устройства, но не раскрыто его функциональное назначение, которое может заключаться в прямом воздействии на пробу флюида ультразвуковыми волнами для равномерного расслоения твердых частиц, концентрацию которых определяют с помощью оптического датчика.It should be noted that in the known patent No. 2392430 an ultrasonic device is described, but its functional purpose is not disclosed, which may consist in direct exposure of a fluid sample to ultrasonic waves for uniform separation of solid particles, the concentration of which is determined using an optical sensor.
Задача экспресс-оценки ГФ нефтегазовых скважин без подъема отобранных проб на поверхность в заявляемом изобретении решается за счет создания скважинного пробоотборника, конструкция которого позволяет оперативно исследовать многократно отобранные пробы пластового флюида, содержащего нефть и газ, с учетом влияния температуры на остаточное количество газа в нефти при измерениях, что позволяет с высокой точностью получить в режиме «online» исходные величины для дальнейшего расчета ГФ в автоматическом режиме.The task of rapid assessment of the GF of oil and gas wells without lifting the samples to the surface in the claimed invention is solved by creating a downhole sampler, the design of which allows you to quickly investigate multiple samples of reservoir fluid containing oil and gas, taking into account the effect of temperature on the residual amount of gas in oil at measurements, which allows to obtain with high accuracy in the "online" mode the initial values for further calculation of GF in the automatic mode.
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019100965A RU2701408C1 (en) | 2019-01-10 | 2019-01-10 | Device for rapid assessment of gas factor of oil and gas wells during extraction of downhole samples of formation fluid |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019100965A RU2701408C1 (en) | 2019-01-10 | 2019-01-10 | Device for rapid assessment of gas factor of oil and gas wells during extraction of downhole samples of formation fluid |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2701408C1 true RU2701408C1 (en) | 2019-09-26 |
Family
ID=68063393
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019100965A RU2701408C1 (en) | 2019-01-10 | 2019-01-10 | Device for rapid assessment of gas factor of oil and gas wells during extraction of downhole samples of formation fluid |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2701408C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112761632A (en) * | 2021-02-03 | 2021-05-07 | 大庆油田有限责任公司 | Annular space passing downhole fluid layered sampler |
| CN114961718A (en) * | 2022-06-08 | 2022-08-30 | 东营愉沁石油科技有限公司 | Oil field downhole sampler with good sealing performance |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU900156A1 (en) * | 1980-06-18 | 1982-01-23 | Калининское отделение Всесоюзного научно-исследовательского и проектно-конструкторского института геофизических исследований геологоразведочных скважин | Sampler |
| SU1167313A1 (en) * | 1983-12-13 | 1985-07-15 | Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Deep-well sampler |
| US5233866A (en) * | 1991-04-22 | 1993-08-10 | Gulf Research Institute | Apparatus and method for accurately measuring formation pressures |
| US5622223A (en) * | 1995-09-01 | 1997-04-22 | Haliburton Company | Apparatus and method for retrieving formation fluid samples utilizing differential pressure measurements |
| RU2280160C2 (en) * | 2004-08-09 | 2006-07-20 | Григорий Антонович Павленко | Method and device for sample taking from large depth along with temperature, pressure and depth recording during sample-taking chamber filling with well fluid or gas |
| RU2392430C2 (en) * | 2005-04-29 | 2010-06-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Methods and devices for analysis of fluids in well |
-
2019
- 2019-01-10 RU RU2019100965A patent/RU2701408C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU900156A1 (en) * | 1980-06-18 | 1982-01-23 | Калининское отделение Всесоюзного научно-исследовательского и проектно-конструкторского института геофизических исследований геологоразведочных скважин | Sampler |
| SU1167313A1 (en) * | 1983-12-13 | 1985-07-15 | Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Deep-well sampler |
| US5233866A (en) * | 1991-04-22 | 1993-08-10 | Gulf Research Institute | Apparatus and method for accurately measuring formation pressures |
| US5622223A (en) * | 1995-09-01 | 1997-04-22 | Haliburton Company | Apparatus and method for retrieving formation fluid samples utilizing differential pressure measurements |
| RU2280160C2 (en) * | 2004-08-09 | 2006-07-20 | Григорий Антонович Павленко | Method and device for sample taking from large depth along with temperature, pressure and depth recording during sample-taking chamber filling with well fluid or gas |
| RU2392430C2 (en) * | 2005-04-29 | 2010-06-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Methods and devices for analysis of fluids in well |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112761632A (en) * | 2021-02-03 | 2021-05-07 | 大庆油田有限责任公司 | Annular space passing downhole fluid layered sampler |
| CN114961718A (en) * | 2022-06-08 | 2022-08-30 | 东营愉沁石油科技有限公司 | Oil field downhole sampler with good sealing performance |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8256283B2 (en) | Method of downhole characterization of formation fluids, measurement controller for downhole characterization of formation fluids, and apparatus for downhole characterization of formation fluids | |
| CA2605830C (en) | Methods and apparatus of downhole fluid analysis | |
| US5622223A (en) | Apparatus and method for retrieving formation fluid samples utilizing differential pressure measurements | |
| US5741962A (en) | Apparatus and method for analyzing a retrieving formation fluid utilizing acoustic measurements | |
| CN102549440B (en) | PVT analysis of pressurized fluids | |
| US8528396B2 (en) | Phase separation detection in downhole fluid sampling | |
| EP0697502B1 (en) | Downhole tool for determination of formation properties | |
| EP1917417B1 (en) | Acoustic fluid analyzer | |
| AU2009245848B2 (en) | Methods and apparatus to evaluate subterranean formations | |
| US20030164038A1 (en) | Acoustic sensor for fluid characterization | |
| US20130311099A1 (en) | Method and apparatus for evaluating fluid sample contamination by using multi sensors | |
| WO2005100978A1 (en) | Apparatus and methods for acoustically determining fluid properties while sampling | |
| RU2701408C1 (en) | Device for rapid assessment of gas factor of oil and gas wells during extraction of downhole samples of formation fluid | |
| US20190128117A1 (en) | Determining Asphaltene Onset | |
| US20190049425A1 (en) | Oil Well Gauging System and Method of Using the Same | |
| WO2014194093A1 (en) | Optical fluid analyzer with calibrator and method of using same | |
| WO2015038505A1 (en) | Method of formation evaluation with cleanup confirmation | |
| EP0953726B1 (en) | Apparatus and method for wellbore testing of formation fluids using acoustic signals | |
| CN1256503C (en) | Measuring the in situ static formation temperature | |
| US8109155B2 (en) | Methods and apparatus to measure fluid flow rates | |
| Cartellieri et al. | Multi Sensor Fluid Typing for Improved Predictions During Sampling Operations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20210111 |