SU1763959A1 - Method of phase state detecting for hydrocarbon seam mixture - Google Patents
Method of phase state detecting for hydrocarbon seam mixture Download PDFInfo
- Publication number
- SU1763959A1 SU1763959A1 SU904834639A SU4834639A SU1763959A1 SU 1763959 A1 SU1763959 A1 SU 1763959A1 SU 904834639 A SU904834639 A SU 904834639A SU 4834639 A SU4834639 A SU 4834639A SU 1763959 A1 SU1763959 A1 SU 1763959A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- mixture
- critical state
- gas
- reservoir
- ratio
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Использование: нефтегазодобывающа промышленность. Сущность изобретени : исследуемую пробу смеси, отобранную в сосуд высокого давлени , раздел ют по высоте сосуда не менее чем на 3 объема и осуществл ют их последовательную сепарацию . Дл каждого объема определ ют соотношение объемов газообразной и жидкой фаз. По посто нству этого соотношени суд т об отсутствии в смеси околокритического состо ни , а по его изменению - о наличии околокритического состо ни 1 илUse: oil and gas industry. SUMMARY OF THE INVENTION: The test sample of the mixture taken into the pressure vessel is divided by the height of the vessel into at least 3 volumes and is carried out by their sequential separation. For each volume, the volume ratio of the gaseous and liquid phases is determined. By the constancy of this ratio, the absence of a near-critical state in the mixture is judged, and by its change, the presence of a near-critical state 1
Description
слcl
СWITH
Изобретение относитс к геологоразведочным работам и может быть использовано дл определени фазового состо ни вновь открываемых залежей углеводородного сырь , а также обоснованного выбора технологии и системы их последующей разработки .The invention relates to exploration work and can be used to determine the phase state of newly discovered hydrocarbon deposits, as well as a reasonable choice of technology and a system for their subsequent development.
Известен способ определени характера насыщени пласта, основанный на анализе результатов геофизических исследований скважин, согласно которому отнесение пласта к классу водонасыщенных или нефтегазонасыщенных провод т по величине критического значени исследуемого параметра .The known method of determining the nature of the reservoir saturation, based on the analysis of the results of geophysical studies of wells, according to which the classification of the reservoir to the class of water-saturated or oil-gas-saturated is carried out according to the critical value of the parameter being studied.
Недостатком указанного способа вл ютс сложность, св занна с необходимостью проведени комплекса геофизических исследований, а также невозможность однозначного установлени околокритического состо ни пластовой углеводородной смеси,The disadvantage of this method is the difficulty associated with the need to carry out a complex of geophysical studies, as well as the impossibility of unambiguously establishing the near-critical state of the hydrocarbon formation mixture,
Наиболее близким техническим решением вл етс способ определени фазового состо ни пластовой углеводородной смеси, заключающийс в том, что углеводородную смесь при посто нных пластовых термобарических услови х передавливают из резервуара через сечение, характерный размер которого много меньше характерного размера резервуара, в свободный замкнутый объем до создани в нем пластового давлени , измер ют относительное содержание одной из фаз при сепарации проб оставшейс и передавленной частей смеси и по его изменению в результате передавки определ ют фазовое состо ние пластовой смеси, причем уменьшение относительного содержани жидкой фазы соответствует состо нию нефт ной залежи с растворенным газом, а его увеличение - состо нию газоXI Os СО О СЛ ОThe closest technical solution is a method for determining the phase state of a reservoir hydrocarbon mixture, which means that under constant thermal-pressure conditions the hydrocarbon mixture is squeezed out of the reservoir through a section, the characteristic size of which is much smaller than the characteristic size of the reservoir, into a free closed volume before creation. in it, the reservoir pressure, measure the relative content of one of the phases during the separation of samples of the remaining and transferred parts of the mixture and its change as a result Those transmissions determine the phase state of the reservoir mixture, and the decrease in the relative content of the liquid phase corresponds to the state of the oil reservoir with the dissolved gas, and its increase to the state of the gas XI Os CO O SL O
конденсатной залежи с растворенной жидкостью .condensate reservoir with dissolved liquid.
Недостатками известного способа вл ютс его сложность, св занна с необходимостью передавливани пластовой углеводородной смеси через узкое сечение в свободный замкнутый объем до создани в нем пластового давлени , а также невозможность вы влени околокритического со- сто ни , характеризующегос плавной дифференциацией состава и физико-химических свойств смеси по толщине сло при отсутствии границы раздела фаз газ-жидкость .The disadvantages of this method are its complexity, associated with the need to squeeze the reservoir hydrocarbon mixture through a narrow section into a free closed volume before creating reservoir pressure in it, as well as the impossibility of detecting an near-critical state characterized by smooth differentiation of the composition and physicochemical properties the mixture through the thickness of the layer in the absence of a gas-liquid interface.
Целью насто щего изобретени вл етс повышение информативности способа путем определени наличи околокритического состо ни пластовой углеводородной смеси.The purpose of the present invention is to increase the informativity of the method by determining the presence of near-critical state of the hydrocarbon reservoir mixture.
Поставленна цель достигаетс тем, что исследуемую пробу пластовой углеводородной смеси, наход щуюс в сосуде высокого давлени при пластовых термобарических услови х, раздел ют по высоте сосуда не менее чем на 3 объема и сепарацию осуществл ют , последовательно определ соотношение газообразной и жидкой фаз дл каждого объема, о наличии околокритического состо ни смеси суд т по изменению этого соотношени , а об отсутствии околокритического состо ни - по посто нству указанного соотношени .The goal is achieved by the fact that the test sample of a reservoir hydrocarbon mixture, which is in a high pressure vessel under reservoir thermobaric conditions, is divided by the height of the vessel by at least 3 volumes and the separation is carried out by successively determining the ratio of gaseous and liquid phases for each volume , the presence of the near-critical state of the mixture is judged by the change in this ratio, and the absence of the near-critical state by the constancy of the specified ratio.
Отличительными признаками способа вл ютс разделение исследуемой пробы по высоте сосуда не менее чем на 3 объема и осуществление последовательной их сепарации с определением соотношени газообразной и жидкой фаз дл каждого объема, а также суждение о наличии или отсутствии околокритического состо ни смеси по изменению или посто нству этого соотношени .Distinctive features of the method are the separation of the test sample according to the vessel height by at least 3 volumes and their sequential separation with determining the ratio of the gaseous and liquid phases for each volume, as well as a judgment about the presence or absence of the near-critical state of the mixture ratios.
На чертеже представлен график изменени соотношени газообразной и жидкой фаз.The drawing shows a graph of the change in the ratio of the gaseous and liquid phases.
Способ реализуетс следующим образом .The method is implemented as follows.
По глубинным пробам, отобранным из разных интервалов исследуемого пласта, в сосуде высокого давлени составл ют представительную пробу пластовой углеводородной смеси. Далее содержимое сосуда привод т к пластовым термобарическим услови м и, поддержива в нем с помощью измерительного пресса посто нное пластовое давление до выходного вентил , провод т сепарацию углеводородной смеси на газ и конденсат. Дл этого несколько приоткрывают выходной вентиль сосуда высокого давлени , соединенный с помощью резиновых шлангов последовательно с термостати- руемой при 20°С стекл нной ловушкой-сепаратором и газометром, и ведут непрерывный учет объемов пробы, израсходованной на сепарацию (по показани м измерительного прессами полученного газа. Околокритическое состо ние пластовой углеводородной смеси устанавливают по постепенному изменению соотношени For depth samples taken from different intervals of the formation being studied, a representative sample of the hydrocarbon formation mixture is made up in a high pressure vessel. Next, the contents of the vessel lead to thermobaric conditions and, while maintaining a constant pressure at the outlet valve using a measuring press, the hydrocarbon mixture is separated into gas and condensate. To do this, slightly open the outlet valve of a high-pressure vessel connected with rubber hoses in series with a glass trap separator and a gasometer thermostatted at 20 ° C and keep a continuous record of the sample volumes consumed for separation (according to the measuring presses of the obtained gas The near-critical state of the reservoir hydrocarbon mixture is established by a gradual change in the ratio
объемов полученного газа и пробы, израсходованной на сепарацию, а отсутствие околокритического состо ни - по посто нству этого соотношени .the volume of gas produced and the sample consumed in the separation, and the absence of the near-critical state is consistent with this ratio.
П р и м е р. В чейку рекомбинацииPRI me R. In the recombination cell
установки фазовых равновесий Альстом Атлантик (т.е., в сосуд высокого давлени ) заливают расчетное количество дегазированной нефти из скв. 35 месторождени Ка- рачаганак (с плотностью 0,8849 г/см3,Phase equilibrium settings Alstom Atlantik (i.e., in a high pressure vessel) the estimated amount of degassed oil is poured from the SLE. 35 Karachaganak fields (with a density of 0.8849 g / cm3,
мол.м. 179,6) и дополнительно дозируют поджатый газ промысловой сепарации (с плотностью 0,6962 г/л и преимущественным содержанием метана) из расчета 800 стандартизированных м на каждый м стабильной нефти в соответствии с промысловым значением газового фактора. Ре комбинированную углеводородную смесь привод т к пластовым термобарическим услови м (80°С, 80 МПа) и перевод т вmol.m. 179.6) and additionally meter the field separation gas pressure (with a density of 0.6962 g / l and a predominant amount of methane) at the rate of 800 standardized meters for each m of stable oil in accordance with the gas value of the gas factor. Re, the combined hydrocarbon mixture results in thermobaric conditions (80 ° C, 80 MPa) and is converted to
бомбу PVT дл предварительного визуального наблюдени за ее фазовым состо нием путем перемещени всей пробы мимо смотрового окошка с помощью спаренных насосов . При этом наблюдают плавный цветовойPVT bomb for preliminary visual observation of its phase state by moving the entire sample past the viewing window using twin pumps. At the same time watch smooth color
переход в направлении снизу вверх от нефти темно-коричневого цвета к лимонно-жел- тому конденсату и бесцветному газу при отсутствии границы раздела фаз газ-жидкость , что характерно дл околокритического состо ни пластовой углеводородной смеси. Провод т сепарацию пластовой смеси на газ и жидкость с поддержанием пластового давлени в сосуде и измерением объемов полученного газа и пластовой смеси , израсходованной на сепарацию. Неоднородность свойств системы по ее высоте устанавливают по результатам последовательной сепарации четырех отдельных слоев в направлении сверху вниз. В каждомthe transition from the bottom upwards from the oil of dark brown to lemon-yellow condensate and colorless gas in the absence of a gas-liquid interface, which is typical of near critical state of the hydrocarbon reservoir mixture. The separation of the reservoir mixture into gas and liquid is carried out with the maintenance of reservoir pressure in the vessel and measurement of the volumes of the produced gas and reservoir mixture consumed for separation. The heterogeneity of the properties of the system along its height is established according to the results of the successive separation of four separate layers from top to bottom. In each
случае замер ют расход пробы на сепарацию (при 80°С и 80 МПа) в см3 объем полученного газа (л), приведенный к стандартным услови м (20°С; 0,101325 МПа) и полученные данные используют дл расчета условного газосодержани каждого сло смеси в м /м пластовой углеводородной системы, представленные в таблице.In this case, the sample flow rate for separation (at 80 ° C and 80 MPa) in cm3 volume of the produced gas (l), reduced to standard conditions (20 ° C; 0.101325 MPa) is measured, and the obtained data is used to calculate the conditional gas content of each layer mixtures in m / m reservoir hydrocarbon system presented in the table.
Динамика снижени условного газосодержани в процессе сепарации рекомбинированной пластовой углеводороднойThe dynamics of the decrease in the conditional gas content in the process of separation of the recombined reservoir hydrocarbon
смеси, наход щейс в околокритическом состо нии , представлена на чертеже (крива the mixture in the near-critical state is shown in the drawing (curve
1).one).
Горизонатльна пр ма 2 иллюстрирует посто нство отношени объемов пол- ученного газа и пластовой углеводородной смеси, израсходованной на сепарацию, дл газокондечсатной системы, не наход щейс в околокритическом состо нии (скв. 602 Чаганского газоконденсатного месторож- дени Оренбургской области, пласт Д|у-1, интервал опробовани 4355-4362 м). При сепарации наиболее контрастных по свойствам слоев I и IY, отраженных в таблице, провод т хроматографический анализ газа, сепарированной жидкости и по материальному балансу анализируемых компонентов определ ют в каждом случае состав и свойства пластовой углеводородной смеси: содержание углеводородов Сз+висшие соответственно 26,93 и 82,63 мас.%; мол.м. пластовой смеси 21,77 и 74,98; газосодержание 3531,2 и281,3 м3/м3сепарированной жидкости; плотность сепарированной жидкости 0,8158 и 0,8983 г/см3; мол.м. сепари- рованной жидкости 150,7 и 308,54 соответственно . Экспериментально установленные в околокритическом состо нии отчетливыеHorizontal horizon 2 illustrates the constancy of the ratio of the volumes of the produced gas and the reservoir hydrocarbon mixture used for separation for a gas condensate system that is not in near critical state (well S02 of the Chagansk gas condensate field of the Orenburg region, the stratum D 1, sampling interval 4355-4362 m). During the separation of the most contrasting properties of layers I and IY, shown in the table, chromatographic analysis of gas, separated liquid and material balance of the analyzed components are carried out in each case, the composition and properties of the hydrocarbon mixture are: content of hydrocarbons C3 + hanging, respectively, 26.93 and 82.63 wt.%; mol.m. reservoir mixtures 21.77 and 74.98; gas content of 3531.2 and 281.3 m3 / m3 of separated liquid; density of the separated liquid is 0.8158 and 0.8983 g / cm3; mol.m. separated liquid 150.7 and 308.54, respectively. Experimentally established in the near-critical state distinct
Результаты сепарации рекомбинированной пластовой углеводородной смеси, наход щейс в околокритическом состо нииThe results of the separation of the recombined reservoir hydrocarbon mixture in the near critical state
различи в свойствах нижнего сло , расположенного над ртутной поджимкой, и верхнего сло углеводородной смеси позвол ют отнести их соответственно к нефт ной и га- зоконденсатной системе, плавно переход щей в гвзовую фазу у верхней части бомбы PVT при отсутствии границы раздела газ- жидкость.the differences in the properties of the lower layer located above the mercury pressing and the upper layer of the hydrocarbon mixture allow them to be attributed respectively to the oil and gas condensate system, which gradually passes into the civil phase at the upper part of the PVT bomb in the absence of a gas-liquid interface.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU904834639A SU1763959A1 (en) | 1990-06-05 | 1990-06-05 | Method of phase state detecting for hydrocarbon seam mixture |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU904834639A SU1763959A1 (en) | 1990-06-05 | 1990-06-05 | Method of phase state detecting for hydrocarbon seam mixture |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1763959A1 true SU1763959A1 (en) | 1992-09-23 |
Family
ID=21518373
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU904834639A SU1763959A1 (en) | 1990-06-05 | 1990-06-05 | Method of phase state detecting for hydrocarbon seam mixture |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1763959A1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2464544C1 (en) * | 2011-04-08 | 2012-10-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Томский государственный университет" (ТГУ) | Method of preparing samples of formation fluid for molecular biological analysis |
| CN113835137A (en) * | 2020-06-23 | 2021-12-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for predicting oil-gas phase state of deep layer of basin |
-
1990
- 1990-06-05 SU SU904834639A patent/SU1763959A1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Дахнов В.Н Интерпретаци результатов геофизических исследований разрезов скважин.-М.; Недра, 1982, с. 331-344. Авторское свидетельство СССР № 1453284, кл. G 01 N 25/02, 1987. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2464544C1 (en) * | 2011-04-08 | 2012-10-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Томский государственный университет" (ТГУ) | Method of preparing samples of formation fluid for molecular biological analysis |
| CN113835137A (en) * | 2020-06-23 | 2021-12-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for predicting oil-gas phase state of deep layer of basin |
| CN113835137B (en) * | 2020-06-23 | 2023-08-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for predicting deep oil-gas phase state of basin |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4168624A (en) | Method and apparatus for determining the volume flowrate of each phase in a diphase mixture | |
| Bardon et al. | Influence of very low interfacial tensions on relative permeability | |
| Dohrn et al. | High-pressure fluid-phase equilibria: Experimental methods and systems investigated (2000–2004) | |
| SU912052A3 (en) | Device for sampling polyphase liquid | |
| EP0493886A1 (en) | Multiphase flow rate monitoring means and method | |
| Shibata et al. | High-pressure vapor-liquid equilibria involving mixtures of nitrogen, carbon dioxide, and n-butane | |
| NO172611B (en) | DEVICE FOR MONITORING A PETROLEUM FLOW | |
| US4395902A (en) | Method and apparatus for determining phase behavior of oil/gas mixtures at high pressures and temperatures | |
| Amirijafari et al. | Solubility of gaseous hydrocarbon mixtures in water | |
| US5858791A (en) | Method and device for the continuous measurement of variations in the overall saturation of a sample with incompressible immiscible fluids | |
| Abaci et al. | Relative permeability measurements for two phase flow in unconsolidated sands | |
| US4672840A (en) | Method and system for determining fluid volumes of a two-phase effluent fluid flow through a porous material | |
| Orr Jr et al. | Displacement of oil by carbon dioxide. Final report | |
| SU1763959A1 (en) | Method of phase state detecting for hydrocarbon seam mixture | |
| US5698791A (en) | Method and device for separating and for measuring the volume of the different phases of a mixture of fluids | |
| US6035706A (en) | Method and apparatus for determining the wax appearance temperature of paraffinic petroleum oils | |
| US3023606A (en) | Method and apparatus for the determination of the gas-liquid effective permeabilityratio of core samples | |
| RU2679912C1 (en) | Method for quantitative analysis of a multi-component gas mixture in a technological flow | |
| CN115407052A (en) | Method for testing influence of wax content on phase state of high-wax-content condensate oil gas system | |
| CN115559715A (en) | Method for evaluating water production of ultrahigh-pressure low-permeability gas reservoir | |
| CN208136194U (en) | Gas well three phase metering separator | |
| RU2660772C1 (en) | Device for permeability phase determination and related saturations of samples of mineral rocks | |
| SU1754893A1 (en) | Method of determination of potential content of hydrocarbons in gas-condensate mixture | |
| RU2034268C1 (en) | Device for determination of phase permeability of liquid in samples of rock core by centrifuging | |
| US3009359A (en) | Automatic well testing system |