Claims (2)
Согласно известному способу давление повышают ступен ми, а в капилл рной модели - непрерьгоно. Кроме того, капилл р вьтолнен из кварцевого стекла с внутренним диаметром , равным среднему диаметру пор пласта, которьй определ етс по фор муле где d - средний диаметр пор пласта , мкм; К - средн проницаемость, ыА; та - пористость; (f - структурньш коэффициент. Например, дл исследуемого место рождени средн проницаемость К 1,5-10 пористость m 0,28 структурный коэффициент (Jf 2,6. Ис пользу формулу (l), получаем d 10,56 мкм. . Пример 2. Подтверждают пов шение точности определени давлени смешиваемости на керновом материале . Опыты провод т на капилл рной ус тановке и установке с использованием кернового материала, основной частью которой вл етс цилиндрический кер нодержатель, заполненный естественными кернами. Технические параметры установки: Максимальное рабочее давление , МПа30,0 Максимальна рабоча температура , С 50,0 Внутренний диаметр кернодержател , м Длина кернодержател , м Давление смешиваемости на керновом материале определ ют по известной методике. Осуществл ют вытеснение нефти газом из кернодержател , предварительно насыщенного нефтью, при различных давлени х. По прекращению роста коэффициента нефтевытеснени (отношени объема вытесненной нефти к начальному ее объему в кернодержателе ) суд т о давлении смешиваемости нефти и газа. Провод т определение давлени смешиваемости нефти (в зкость 2,6 МПаС, плотность 0,847 г/см и давление насьщени 8,6 МПа) с природньм газом того же месторождени с содержанием промежуточных компонентов () 47%. Проницаемость, пористость и средний диаметр пор пласта соответ ственно равны 1,39; 0,23 и 22,6 мкм. Коэффициент сжимаемости нефти 8,1 .. . Результаты исследований на керновом материале приведены в табл.2« Таблица 2 Показатели 512 Как видно из табл. 2 при давлени х 16,0 МЛа и выше коэффициент нефтевыгеснени остаетс посто нным, равным 92%. Такт-) образом, давление смешиваемости составл ет 16,0 МПа. В капилл рной модели давление смешиваемости тех же нефти и газа получают равным 16,0 МПа. Как показы вают сравнительные опыты на керновом материале, значени давлени смешиваемости , определенные на капилл рно модели и на керновом материале, совпадают . Пример 3. Определ ют давление смешиваемости на капилл рной модели при одностороннем сжатии. В опы тах используют нефть,и газ с теми же физико-химическими свойствами и провод т их применительно к нефт ному месторождению, указанному в примере According to a known method, the pressure is increased by steps, and in the capillary model - uninterruptedly. In addition, the capillary is made of quartz glass with an internal diameter equal to the average pore diameter of the reservoir, which is defined by the formula where d is the average pore diameter of the reservoir, µm; K - average permeability, sА; ta is porosity; (f - structural coefficient. For example, for the place of birth under study, the average permeability is 1.5–10–10 porosity m = 0.28 structural coefficient (Jf 2.6. Using formula (l), we obtain d 10.56 µm. Example 2 The accuracy of determining the miscibility of the core material is confirmed. The experiments are carried out on a capillary installation and installation using core material, the main part of which is a cylindrical core holder filled with natural cores. Technical parameters of the installation: Maximum working pressure MPa30.0 Maximum operating temperature, C 50.0 Internal diameter of core holder, m Length of core holder, m The miscibility pressure on the core material is determined according to a known method. The oil is removed from the core holder, previously saturated with oil, at various pressures. To halt the growth of the oil displacement coefficient (the ratio of the volume of the displaced oil to its initial volume in the core holder), the pressure of the miscibility of oil and gas is judged. Oil miscibility pressure (viscosity 2.6 MPaS, density 0.847 g / cm and saturation pressure 8.6 MPa) with natural gas from the same field with an intermediate content () of 47% is determined. The permeability, porosity and average pore diameter of the formation are respectively 1.39; 0.23 and 22.6 microns. The compressibility factor of oil is 8.1 ... The results of studies on core material are given in Table 2. “Table 2 Indicators 512 As can be seen from Table. 2, at pressures of 16.0 ML and above, the oil failure rate remains constant at 92%. In a stroke manner, the miscibility pressure is 16.0 MPa. In the capillary model, the pressure of miscibility of the same oil and gas is obtained equal to 16.0 MPa. As shown by comparative experiments on core material, the miscibility pressure values determined on the capillary model and on core material are the same. Example 3. The miscibility pressure is measured on a capillary model with one-sided compression. The experiments use oil and gas with the same physicochemical properties and carry them out to the oil field indicated in the example
2. Воздейству с обеих сторон капилл ра , т.е. одновррменно повьшта давление с обеих сторон от двух источников давлени , давление смешиваемости используемых нефти и газа, получают равным 16,0 Ша. Дл сопоставлени осуществл ют по вьш1ение давлени трлько со стороны газа, т.е. при одностороннем воздействии (сжатии). Однако при этом происходит смещение зоны контакта между.газом и нефтью в сторону нефти , что не позвол ет проводить наблю 6 дение за переходной зоной и, следовательно , определить давление смешиваемости . Использование предлагаемого способа определени давлени смешиваемости жидких и газообразных углеводородов обеспечивает возможность получени более точного результата при проведении анализа в лабораторных услови х предварительно перед непосредственной разработкой нефт ных залежей воздействием газа высокого давлени в режиме смешивающего вытеснени нефти . Формула изобретени Способ определени давлени смешиваемости жидких и газообразных углеводородов в нефтеносном пласте, включающий их контактирование в прозрачной трубке, повьшение давлени и наблюдение за зоной контакта между ними , отличаюш;ийс тем, что, с целью повышени точности определени давлени смешиваемости, контактирование осуществл ют в капилл рной трубке диаметром, равным среднему диаметру пор .пласта, давление повышают с двух сторон трубки и одновременно наблюдают в зоне контакта по вление переходной зоны, фиксируют изменение ее длины и о давлении смешиваемости суд т по прекращению увепичени . длины этой зоны.2. I will act on both sides of the capillary, i.e. simultaneously increasing the pressure on both sides of the two sources of pressure, the miscibility of the used oil and gas is obtained to be 16.0 Sha. For comparison, the pressure is applied to the gas side only, i.e. with unilateral exposure (compression). However, this results in a shift of the contact zone between the gas and oil in the direction of the oil, which makes it impossible to observe the transition zone and, consequently, determine the miscibility pressure. The use of the proposed method for determining the miscibility of liquid and gaseous hydrocarbons makes it possible to obtain a more accurate result when carrying out analysis in the laboratory beforehand, before direct development of oil deposits by exposure to high pressure gas in the oil displacement mixing mode. Claim Method The method for determining the pressure of miscibility of liquid and gaseous hydrocarbons in an oil-bearing formation, including contacting them in a transparent tube, increasing the pressure and observing the contact area between them, is different because the capillary tube with a diameter equal to the average pore diameter of the layer, the pressure is increased from both sides of the tube and at the same time in the contact zone the appearance of the transition zone, fixing The change in its length and the miscibility pressure are judged by the termination of the increase. the length of this zone.