RU2660772C1 - Device for permeability phase determination and related saturations of samples of mineral rocks - Google Patents
Device for permeability phase determination and related saturations of samples of mineral rocks Download PDFInfo
- Publication number
- RU2660772C1 RU2660772C1 RU2017127676A RU2017127676A RU2660772C1 RU 2660772 C1 RU2660772 C1 RU 2660772C1 RU 2017127676 A RU2017127676 A RU 2017127676A RU 2017127676 A RU2017127676 A RU 2017127676A RU 2660772 C1 RU2660772 C1 RU 2660772C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sample
- fluids
- oil
- measuring
- core
- Prior art date
Links
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 32
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims description 6
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 title 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 title 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 99
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 28
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 25
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000002788 crimping Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 18
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 39
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 17
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 7
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000011160 research Methods 0.000 description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 3
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 3
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 3
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21C—MINING OR QUARRYING
- E21C39/00—Devices for testing in situ the hardness or other properties of minerals, e.g. for giving information as to the selection of suitable mining tools
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
Landscapes
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Pathology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geology (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области исследования фазовых проницаемостей и соответствующих насыщенностей коллекторов нефти и газа для решения различных геопромысловых задач, в том числе для разработки технологий увеличения нефтеотдачи пластов, при подсчете запасов углеводородного сырья и оперативном контроле за разработкой нефтегазовых месторождений.The invention relates to the field of research of phase permeabilities and corresponding saturations of oil and gas reservoirs for solving various geological problems, including the development of technologies for increasing oil recovery, while calculating hydrocarbon reserves and operational monitoring of the development of oil and gas fields.
Как правило, исследования образцов кернов на фазовую проницаемость осуществляют способом стационарной фильтрации (ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации). В зависимости от фазового состава флюидов в образцах керна, определяющих систему флюидов, например вода-нефть, вода - газ, вода-нефть-газ, нефть-газ, применяются различные методы измерения проницаемости или их совокупность, например гравиметрический метод, метод электрического сопротивления, метод поглощения рентгеновского или микроволнового излучения. Наиболее простой и распространенный метод для определения насыщенности в пластовых условиях реализуется рециркуляцией флюидов из керна в накопительную емкость, где по измерению границы раздела, например между водой и нефтью, искомая насыщенность может быть вычислена с помощью простого материального баланса (Иванов М.К., Калмыков Г.А. и др. Петрофизические методы исследования кернового материала. Учебное пособие в 2-х книгах. -М.: Изд-во Моск. ун-та, 2008).As a rule, the study of core samples for phase permeability is carried out by the stationary filtration method (OST 39-235-89. Oil. The method of determining phase permeabilities in laboratory conditions with joint stationary filtration). Depending on the phase composition of the fluids in the core samples that define the fluid system, for example, water-oil, water-gas, water-oil-gas, oil-gas, various methods for measuring permeability or their combination, for example, gravimetric method, electrical resistance method, X-ray or microwave absorption method. The simplest and most common method for determining saturation in reservoir conditions is implemented by recirculating fluids from the core to the storage tank, where by measuring the interface, for example between water and oil, the desired saturation can be calculated using a simple material balance (Ivanov M.K. Kalmykov GA and other Petrophysical methods for the study of core material. Textbook in 2 books. -M.: Publishing house of Moscow University, 2008).
При анализе важнейшего параметра коллектора - заводнения нефтегазовых месторождений, широко используются и постоянно совершенствуются рентгеновский метод и метод электросопротивления. Но отсутствие минерализованной воды, например, в системе флюидов газ-нефть, резко сужает технологическую линейку известных методов измерений насыщенности.When analyzing the most important parameter of the reservoir - waterflooding of oil and gas fields, the X-ray method and the method of electrical resistance are widely used and constantly improved. But the lack of mineralized water, for example, in a gas-oil fluid system, drastically narrows the technological line of known methods for measuring saturation.
Предлагаемое техническое решение направлено на универсализацию метода измерения насыщенности образцов горных пород независимо от фазового состава системы флюидов, а также на повышение точности измерений, особенно в диапазоне остаточных насыщенностей.The proposed technical solution is aimed at universalizing the method for measuring the saturation of rock samples regardless of the phase composition of the fluid system, as well as improving the accuracy of measurements, especially in the range of residual saturations.
Известно устройство для определения фазовой проницаемости (патент RU 2572476, Е21В 49/00 от 13.05.2014, опубликован 10.01.2016), близкий аналог по составу оборудования. Недостатком данного устройства является измерение насыщенности пористой среды методом электрического сопротивления, что ограничивает область исследований относительных фазовых проницаемостей системами нефть-вода и газ-вода. Также для раздельной закачки флюидов, с заданными долями флюидов в потоке, в устройстве предусмотрено размещение рабочих флюидов в разных контейнерах. При этом не устраняется возможность массопереноса между флюидами в процессе их фильтрации через керн, что, в свою очередь, может приводить к погрешностям при определении коэффициентов вытеснения газа водой из-за растворимости газа в последней и отразиться на точности измерений фазовой проницаемости.A device for determining phase permeability is known (patent RU 2572476, ЕВВ 49/00 dated 05/13/2014, published on 01/10/2016), a close analogue in the composition of the equipment. The disadvantage of this device is the measurement of the saturation of a porous medium by the method of electrical resistance, which limits the scope of studies of relative phase permeabilities by oil-water and gas-water systems. Also, for separate injection of fluids, with predetermined fractions of fluids in the stream, the device provides for the placement of working fluids in different containers. At the same time, the possibility of mass transfer between fluids during their filtration through the core is not eliminated, which, in turn, can lead to errors in determining gas displacement coefficients due to gas solubility in the gas and affect the accuracy of phase permeability measurements.
Известно устройство для автоматизированного метода определения относительной проницаемости (патент US 4773254 G01N 15/08 от 07.07.1987, опубликован 27.09.1988), выбранный за прототип. Выбор прототипа обусловлен не только подобием метода измерения и расчета искомых параметров, но и инструментальными решениями по созданию условий пластовых давлений и температур, а также разделением флюидов за счет разности плотностей в сепараторе, как в вышеуказанном аналоге, с последующей закачкой разделенных флюидов в керн, при помощи специальных насосов. Данный принцип разделения флюидов и их подачи в керн применен и в предлагаемом техническом решении.A device for an automated method for determining the relative permeability (patent US 4773254 G01N 15/08 from 07/07/1987, published 09/27/1988), selected for the prototype. The choice of the prototype is due not only to the similarity of the method of measuring and calculating the desired parameters, but also to instrumental solutions for creating reservoir pressure and temperature conditions, as well as fluid separation due to the density difference in the separator, as in the above analogue, followed by pumping the separated fluids into the core, with using special pumps. This principle of separation of fluids and their supply to the core is applied in the proposed technical solution.
Недостатком прототипа является невозможность реализации, предложенной рециркуляционной схемы на флюидах, между которыми возможен массоперенос. Например, при реализации данной схемы в системе флюидов нефть-газ, при их закачке в образец пористой среды, газ будет увлажняться парами разогреваемой нефти, которые при выходе из термостата будут конденсироваться на холодных поверхностях. Тем самым будет изменяться вязкость флюидов, что негативно повлияет на точность определения относительных фазовых проницаемостей. Также в результате массопереноса будут нарушаться показания измерительного сепаратора, что не даст возможности точного определения насыщенности образца пористой среды. Другим недостатком прототипа является несоответствие изменения уровня границы сред в сепараторе изменению уровня насыщенности керна, что при применении метода материального баланса ведет к большим погрешностям при определении насыщенности, в основе которого заложена следующая формулы расчета:The disadvantage of the prototype is the impossibility of the implementation of the proposed recirculation scheme on fluids between which mass transfer is possible. For example, when this scheme is implemented in an oil-gas fluid system, when they are pumped into a porous medium sample, the gas will be moistened with vapors of heated oil, which will condense on cold surfaces when leaving the thermostat. Thus, the viscosity of the fluids will change, which will negatively affect the accuracy of determining the relative phase permeabilities. Also, as a result of mass transfer, the readings of the measuring separator will be violated, which will not make it possible to accurately determine the saturation of a sample of a porous medium. Another disadvantage of the prototype is the mismatch of the change in the level of the boundary of the media in the separator to the change in the level of saturation of the core, which when using the material balance method leads to large errors in determining saturation, which is based on the following calculation formulas:
где Vфл - объем насыщающего образец флюида, Vпор - объем пор образца, Sфл - насыщенность керна флюидом.where V fl is the volume of the fluid saturating the sample, V pore is the pore volume of the sample, S fl is the core saturation with fluid.
Так в прототипе не предусмотрена возможность учета количества флюидов, оставшихся или вышедших из системы выходных трубопроводов в процессе их фильтрации через керн, что непосредственно отражается на точности измерения Vфл и при расчетах насыщенности образца в целом. В процессе экспериментов из-за изменения соотношения потоков флюидов в выходных трубопроводах изменяется содержание рабочих флюидов, что приводит к погрешностям при определении насыщенности методом материального баланса.So in the prototype it is not possible to take into account the number of fluids that remained or left the system of outlet pipelines during their filtration through the core, which directly affects the measurement accuracy of V fl and in calculating the saturation of the sample as a whole. During the experiments, due to a change in the ratio of fluid flows in the outlet pipelines, the content of the working fluids changes, which leads to errors in determining the saturation by the material balance method.
Технической задачей предлагаемого изобретения является устранение массопереноса между флюидами путем поддержания термодинамического равновесия на всех этапах проведения фильтрационных процессов и устранение неучтенных изменений содержания рабочих флюидов в трубопроводах на выходе кернодержателя.The technical task of the invention is to eliminate mass transfer between fluids by maintaining thermodynamic equilibrium at all stages of the filtration processes and eliminating unaccounted changes in the content of working fluids in the pipelines at the core holder outlet.
Техническим результатом изобретения является повышение точности измерения относительной фазовой проницаемости и насыщенности образца пористой среды в процессе проведения фильтрационных экспериментов и расширение области исследования для различных сочетаний флюидов в фазовых системах коллекторов нефти и газа.The technical result of the invention is to increase the accuracy of measuring the relative phase permeability and saturation of a sample of a porous medium during filtering experiments and expanding the field of study for various fluid combinations in phase systems of oil and gas reservoirs.
Указанный технический результат достигается тем, что в устройстве для определения фазовых проницаемостей и соответствующих насыщенностей образцов горных пород методом материального баланса, содержащем кернодержатель с установленным в нем исследуемым образцом, суховоздушный термостат, обеспечивающий поддержание постоянной температуры в образце, рециркуляционные насосы, обеспечивающие процесс фильтрации путем подачи в образец флюидов заданных фазовых систем в режиме постоянного заданного расхода, прибор обжима для создания пластового давления на образце, трубопроводную систему для подачи и отвода рабочих флюидов, оборудованную запорной арматурой, дифференциальный манометр для определения перепада давления на образце, измерительный сепаратор, состоящий из емкости для сепарирования поступающих флюидов по разности их плотностей, оборудованной системой контроля и измерения уровня границы раздела сред в состоянии термодинамического равновесия, особенностью является то, что трубопроводная система дополнительно содержит обводную линию промывки трубопровода на выходе из кернодержателя заданным соотношением флюидов для устранения в нем неучтенных изменений рабочих флюидов, а все оборудование, включая рециркуляционные насосы, трубопроводную систему с обводной линией, сепаратор, кернодержатель с исследуемым образцом, помещено в единый суховоздушный термостат, образуя тем самым замкнутую термодинамическую систему с исключением охлаждения рабочих флюидов при их рециркуляции в процессе фильтрации.The specified technical result is achieved by the fact that in the device for determining the phase permeabilities and the corresponding saturations of rock samples by the material balance method, containing a core holder with a test sample installed in it, a dry-air thermostat that maintains a constant temperature in the sample, recirculation pumps, providing a filtering process by feeding into a sample of fluids of a given phase system in a constant predetermined flow rate, a crimping device to create a reservoir pressure on the sample, a piping system for supplying and discharging working fluids equipped with shutoff valves, a differential pressure gauge for determining the pressure drop across the sample, a measuring separator consisting of a tank for separating incoming fluids by their density difference, equipped with a system for monitoring and measuring the interface environments in a state of thermodynamic equilibrium, a feature is that the pipeline system additionally contains a bypass line flushing the pipeline in leaving the core holder with a given fluid ratio to eliminate unaccounted changes in working fluids in it, and all equipment, including recirculation pumps, a piping system with a bypass line, a separator, a core holder with a test sample, is placed in a single dry-air thermostat, thereby forming a closed thermodynamic system with the exception cooling working fluids during their recirculation during the filtration process.
На фиг. 1 представлена схема устройства рециркуляционной системы для определения относительных фазовых проницаемостей при отсутствии массопереноса между рабочими флюидами.In FIG. 1 is a diagram of a recirculation system device for determining relative phase permeabilities in the absence of mass transfer between working fluids.
Устройство содержит кернодержатель 1 (КД) типа Хесслера с возможностью быстрой замены образцов, суховоздушный термостат 2, обеспечивающий поддержание постоянной температуры флюидов в сепараторе, в системе трубопроводов и образце пористой среды, рециркуляционные насосы 3 (РН1) и 4 (РН2) для прокачки тяжелого и легкого флюида соответственно, РН1 и РН2 могут прокачивать флюиды в прямом и обратном направлениях (далее режим прокачки), имеют режим, при котором сквозь них возможно беспрепятственное течение флюида (далее открытый режим), а также режим, при котором течение флюидов через насосы полностью прекращается (далее запорный режим). Устройство содержит также запорный вентиль В2 в отводящем трубопроводе, прибор создания и контроля горного давления 5 («Обжим») с датчиком давления (не показан) и дифференциальным манометром 6 для определения перепада давления на исследуемом образце, измерительный сепаратор 7 («Сепаратор») для разделения рабочих флюидов друг от друга, измерения их объемов по границе сред и поддержания их в состоянии термодинамического равновесия, систему трубопроводов для подачи 8 и отвода 9 рабочих флюидов, обводную трубопроводную линию (байпас) 10 с вентилем В1 для промывки отводящих 9 трубопроводов флюидами в заданном соотношении.The device contains a Hessler-type core holder 1 (KD) with the ability to quickly replace samples, a dry-
Для измерения относительной фазовой проницаемости методом стационарной фильтрации устройство работает следующим образом.To measure the relative phase permeability by stationary filtering method, the device operates as follows.
Перед проведением измерений в сепаратор 7 загружают рабочие флюиды, различающиеся по плотности (на фиг. 1 указано как «Легкий флюид» и «Тяжелый флюид»), например нефть и газ. Затем в кернодержатель 1 помещают модельный образец пористой среды, например песчаник, схожий по пористости и проницаемости с исследуемым образцом керна, термостатируют все элементы устройства до рабочей температуры. Через модельный образец, при помощи насосов 3 и 4, производят одновременно фильтрацию рабочих флюидов в соотношении 50% легкого и 50% тяжелого флюида соответственно, до стабилизации давления на дифференциальном манометре 6 и уровня границы сред смеси флюидов в сепараторе 7, что в среднем составляет 2÷3 объема прокачки сепаратора 7. Уровень границы сред контролируется ультразвуковым датчиком (на фиг.1 не показан). Данная подготовительная технологическая операция приводит к термодинамической стабилизации системы рабочих флюидов и гарантирует отсутствие в рабочих флюидах твердых мелкодисперсных примесей, способных повлиять на проницаемость исследуемого образца керна. Далее из кернодержателя извлекают модельный образец для подготовки рабочих флюидов, а затем загружают исследуемый образец керна и обжимают его прибором обжима 5 до пластовых давлений. При этом не происходит существенного нарушения термодинамического равновесия в системе, поскольку используемый кернодержатель 1 манжетного типа позволяет производить быструю замену образцов. Затем для каждого стационарного режима (по ОСТ 39-235-89) производят следующие операции: прокачку флюидов через открытые вентили В1 и В2 для промывки подводящих трубопроводов от сепаратора до кернодержателя 8 и отводящих трубопроводов от кернодержателя в сепаратор 9 в заданном соотношении для данного стационарного режима. После этого проводят фильтрацию флюидов в заданном соотношении для данного стационарного режима через исследуемый образец керна до стабилизации границы раздела тяжелого/легкого флюидов в сепараторе 7, которую контролируют с помощью ультразвукового датчика (на фиг. 1 не показан), и стабилизации перепада давления на дифференциальном манометре 6.Before measurements are taken,
После чего насыщенность определяют расчетным путем по изменению уровня в сепараторе в процессе фильтрации флюидов через керн, используя следующую формулу:After that, the saturation is determined by calculation by changing the level in the separator during the filtration of fluids through the core, using the following formula:
где i - порядковый номер измерения относительных фазовых проницаемостей; S - насыщенность, д.ед.; Vтек - текущий объем флюида в сепараторе, см3; Vнач - начальный объем флюида в сепараторе, см3; Vпор - объем пор исследуемого образца, см3.where i is the serial number of the measurement of relative phase permeabilities; S is the saturation, d.ed .; V tech - the current volume of fluid in the separator, cm 3 ; V beg - the initial volume of fluid in the separator, cm 3 ; V then - the pore volume of the test sample, cm 3 .
Проницаемость определяют по заданным расходам флюидов и определенным значениям разности давления по следующей формуле:Permeability is determined by the specified flow rates of the fluid and certain values of the pressure difference according to the following formula:
где k - фазовая проницаемость для флюида, мкм2; Q - расход флюида на соответствующем режиме, см3/с; μ - вязкость флюида, мПа⋅с; L - длина измерительного участка составного образца, см; F - площадь поперечного сечения измерительного участка составного образца, см2; ΔР - перепад давления на измерительном участке при установившемся течении, МПа.where k is the phase permeability for the fluid, μm 2 ; Q is the fluid flow rate in the corresponding mode, cm 3 / s; μ — fluid viscosity, mPa⋅s; L is the length of the measuring section of the composite sample, cm; F is the cross-sectional area of the measuring section of the composite sample, cm 2 ; ΔР is the pressure drop across the measuring section with steady flow, MPa.
Устройство может быть успешно применено также для измерения относительной фазовой проницаемости методами нестационарной и псевдостационарной фильтрации.The device can also be successfully used to measure relative phase permeability by non-stationary and pseudo-stationary filtering methods.
В качестве практического применения заявляемого устройства приведен пример измерения фазовой проницаемости и соответствующей насыщенности образца керна с Останинского месторождения нефти Западной Сибири. Цилиндрический составной образец представляет собой песчаник светло-серый с неравномерным коричневым оттенком, мелко-среднезернистый, с глинистым цементом, с плотностью, равной 2,27 г/см3, длиной 99,5 мм, ∅ 29,5 мм, пористость образца составляет 15,2%, а проницаемость 32,8⋅10-3 мкм2.As a practical application of the inventive device, an example of measuring the phase permeability and the corresponding saturation of a core sample from the Ostaninskoye oil field in Western Siberia is given. The cylindrical composite sample is light gray sandstone with an uneven brown tint, fine-grained, with clay cement, with a density of 2.27 g / cm 3 , a length of 99.5 mm, ∅ 29.5 mm, the porosity of the sample is 15 , 2%, and the permeability of 32.8 × 10 -3 μm 2 .
Модельный образец представляет собой образец керна Останинского месторождения с такой же литологией, как и у исследуемого образца с плотностью равной 2,27 г/см3, длиной 33,2 мм, ∅ 29,5 мм, пористость образца составляет 16,4%, а проницаемость 33,7⋅10-3 мкм2. В качестве измерительного сепаратора используется сепаратор 7 марки NER SFS032, объемом 400 см3, система создания горного давления 5 представляет собой прибор обжима CoreTest systems СРС-110, устройство снабжено дифференциальным манометром 6 марки Aplisens APR-2000 и датчиками давления Aplisens РС-28. Уровень разделения сред контролируется штатным ультразвуковым датчиком в составе измерительного сепаратора 7. Система флюидов представляет собой равновесную систему флюидов из нефти Останинского месторождения вязкостью 0,549 мПа⋅с и газа метана вязкостью 0,026 мПа⋅с. Вся измерительная система, включая сепаратор, трубопроводы, кернодержатель, а также запорная арматура B1, В2 (клапаны марки Vindum CV-210), насосы марки Тех-интенсив DI-50CV, с регулируемым расходом от 0,1 до 2000 см3/час, помещаются в суховоздушный термостат марки Binder ED 400 с рабочим объемом 400 литров. Параметры фильтрации регистрируются с помощью контроллера ICP DAS ХРАС ХР-8741 и обрабатываются на ПК.The model sample is a core sample of the Ostaninskoye field with the same lithology as the studied sample with a density of 2.27 g / cm 3 , a length of 33.2 mm, ∅ 29.5 mm, the porosity of the sample is 16.4%, and permeability 33.7 × 10 -3 μm 2 . A
Программа исследований по измерению относительных фазовых проницаемостей образцов керна проводилась в следующем порядке:The research program for measuring the relative phase permeability of core samples was carried out in the following order:
1. Нагрев термостата 2 до пластовой температуры эксперимента, равной 89°С.1.
2. Загрузка в сепаратор 7 газированной метаном нефти плотностью 0,624 г/см3 и вязкостью 0,598 мПа⋅с при температуре 89°С объемом 200 см3 и метана до давления 259 бар (устройство для загрузки не показано).2. Loading into the
3. Загрузка в кернодержатель 1 модельного образца керна, насыщенного нефтью. Для загрузки образцов запорную аппаратуру устанавливают в следующую конфигурацию: вентиль линии 10 (В1) открыт, а вентиль линии 9 (В2) закрыт. Рециркуляционные насосы 3 (РН1) и 4 (РН2) находятся в запорном режиме.3. Loading in the
4. Для прокачивания флюидов открывается вентиль линии 9 (В2), запирается вентиль линии 10 (В1), насосы 3 (РН1) и 4 (РН2) устанавливаются в режим прокачки. Начинают покачивание нефти и газа через модельный образец в соотношении 50% нефти и 50% газа до стабилизации перепада давления на дифференциальном манометре 6 и уровня в сепараторе 7. Практически прокачиваемый объем флюидов до стабилизации параметров составил от двух до трех объемов сепаратора.4. For pumping fluids, the valve of line 9 (B2) opens, the valve of line 10 (B1) closes, pumps 3 (PH1) and 4 (PH2) are set to pumping mode. Oil and gas are pumped through a model sample in the ratio of 50% oil and 50% gas until the differential pressure on the
5. Для выгрузки модельного образца вентиль линии 10 (В1) открывают, а вентиль линии 9 (В2) запирают, насосы 3 (РН1) и 4 (РН2) устанавливают в запорный режим. Производится выгрузка модельного образца, загрузка исследуемого образца в кернодержатель 1 (КД). Производится отбор пробы нефти и газа для определения их плотности и вязкости.5. To unload the model sample, the valve of line 10 (B1) is opened, and the valve of line 9 (B2) is closed, pumps 3 (PH1) and 4 (PH2) are set to shut-off mode. The model sample is unloaded, the test sample is loaded into the core holder 1 (CD). An oil and gas sample is taken to determine their density and viscosity.
6. Производится запуск регистрации данных с помощью контроллера.6. Data logging is started using the controller.
7. Для прокачивания нефти открывается вентиль линии 9 (В2), запирается вентиль линии 10 (В1), насос 3 (РН1) устанавливается в режим прокачки, а насос 4 (РН2) устанавливается в запорный режим. Производится однофазная фильтрация нефти со скоростями для ΔР=1, 2, 5 атм/м (скорость подбирается по показаниям дифференциального манометра 6 для заданных градиентов давления) до стабилизации перепада давления на манометре 6 и уровня границы сред в сепараторе 7. Расход нефти для ΔР=1 атм/м будет базовым и обозначен далее Q.7. For pumping oil, the valve of line 9 (B2) opens, the valve of line 10 (B1) closes, pump 3 (PH1) is set to pumping mode, and pump 4 (PH2) is set to shutoff mode. Single-phase oil filtration is performed with velocities for ΔР = 1, 2, 5 atm / m (the speed is selected according to the
8. Для прокачивания флюидов через обводную линию 10 открываются вентили линии 9 (В2) и линии 10 (В1), насосы 3 (РН1) и 4 (РН2) устанавливаются в режим прокачки. Производится прокачка флюидов через обводную линию 10 с долей нефти 80% и долей газа 20% с суммарным расходом 5⋅Q до стабилизации уровня нефти в сепараторе 7.8. To pump fluids through the
9. Для прокачивания флюидов через образец открывается вентиль линии 9 (В2), запирается вентиль линии 10 (В1), насосы 3 (РН1) и 4 (РН2) устанавливаются в режим прокачки. Производится 1 режим стационарной фильтрации газа и нефти (доля нефти 80%, доля газа 20%) с суммарным расходом Q. Режим продолжается до стабилизации перепада давления на дифференциальном манометре 6 и границы раздела в сепараторе 7.9. To pump fluids through the sample, the valve of line 9 (B2) opens, the valve of line 10 (B1) closes, pumps 3 (PH1) and 4 (PH2) are set to pumping mode. 1 mode of stationary gas and oil filtration is performed (oil fraction of 80%, gas fraction of 20%) with a total flow rate of Q. The mode continues until the differential pressure on the
10. Для прокачивания флюидов через обводную линию 10 открываются вентили линии 9 (В2) и линии 10 (В1), насосы 3 (РН1) и 4 (РН2) устанавливаются в режим прокачки. Производится прокачка флюидов через обводную линию 10 с долей нефти 30% и долей газа 70% с суммарным расходом 5⋅Q до стабилизации уровня нефти в сепараторе 7.10. To pump fluids through the
11. Для прокачивания флюидов через образец открывается вентиль линии 9 (В2), запирается вентиль линии 10 (В1), насосы 3 (РН1) и 4 (РН2) устанавливаются в режим прокачки. Производится 2 режим стационарной фильтрации газа и нефти (доля нефти 30%, доля газа 70%) с суммарным расходом Q. Режим продолжается до стабилизации перепада давления на дифференциальном манометре 6 и границы раздела в сепараторе 7.11. To pump fluids through the sample, the valve of line 9 (B2) opens, the valve of line 10 (B1) closes, pumps 3 (PH1) and 4 (PH2) are set to pumping mode. 2 modes of stationary filtration of gas and oil (oil fraction of 30%, gas fraction of 70%) with a total flow rate of Q are performed. The mode continues until the differential pressure on the
12. Для прокачивания флюидов через обводную линию 10 открываются вентили линии 9 (В2) и линии 10 (В1), насосы 3 (РН1) и 4 (РН2) устанавливаются в режим прокачки. Производится прокачка флюидов через обводную линию 10 с долей нефти 10% и долей газа 90% с суммарным расходом 5⋅Q до стабилизации уровня нефти в сепараторе 7.12. To pump fluids through the
13. Для прокачивания флюидов через образец открывается вентиль линии 9 (В2), запирается вентиль линии 10 (В1), насосы 3 (РН1) и 4 (РН2) устанавливаются в режим прокачки. Производится 3 режим стационарной фильтрации газа и нефти (доля нефти 10%, доля газа 90%) с суммарным расходом Q. Режим продолжается до стабилизации перепада давления на дифференциальном манометре 6 и границы раздела в сепараторе 7.13. To pump fluids through the sample, the valve of line 9 (B2) opens, the valve of line 10 (B1) closes, pumps 3 (PH1) and 4 (PH2) are set to pumping mode. 3 modes of stationary filtration of gas and oil (oil fraction of 10%, gas fraction of 90%) with a total flow rate of Q are performed. The mode continues until the differential pressure on the
14. Для прокачивания газа через обводную линию 10 открываются вентили линии 9 (В2) и линии 10 (В1), насос 4 (РН2) устанавливается в режим прокачки, а насос 3 (РН1) устанавливается в запорный режим. Начинают прокачку через обводную линию 10 газа для вытеснения в сепаратор нефти из выходных трубок. Газ качать с расходом газа 5⋅Q до стабилизации уровня нефти в сепараторе 7.14. To pump gas through the
15. Для прокачивания газа через образец открывается вентиль линии 9 (В2), запирается вентиль линии 10 (В1), насос 4 (РН2) устанавливается в режим прокачки, а насос 3 (РН1) устанавливается в запорный режим. Производится вытеснение нефти газом с расходом газа Q2=10⋅Q. Режим продолжается до стабилизации перепада давления на дифференциальном манометре 6 и границы раздела в сепараторе 7.15. To pump gas through the sample, the valve of line 9 (B2) opens, the valve of line 10 (B1) closes, pump 4 (PH2) is set to pumping mode, and pump 3 (PH1) is set to shut-off mode. Oil is displaced by gas with a gas flow rate of Q 2 = 10⋅Q. The mode continues until the differential pressure stabilization on the
16. Остановка регистрации данных эксперимента.16. Stop registration of experimental data.
Выводы по результатам эксперимента следующие.The conclusions of the experiment are as follows.
1. После того как была выполнена операция по термодинамической стабилизации системы рабочих флюидов (п. 4 программы испытаний), что не предусмотрено во всех известных устройствах, равновесная нефть из сепаратора была отобрана для определения вязкости. В результате измерений (этап по п. 5) плотность нефти составила 0,599 г/см3, вязкость 0,549 мПа⋅с при исходных параметрах загруженной газированной нефти плотность 0,624 г/см3 и вязкость 0,598 мПа⋅с. Таким образом, при термодинамической стабилизации плотность нефти уменьшилась на 4%, а вязкость снизилась на 8%. Согласно формуле 3 измеренное значение вязкости оказывает прямо пропорциональное влияние на расчетное значение величины проницаемости. Поэтому увеличение точности измерений вязкости на данном технологическом этапе обработки керна позволяет получить данные, близкие к природным показателям.1. After the operation was performed to thermodynamically stabilize the system of working fluids (
Таким образом рассчитанная фазовая проницаемость (на этапе по п. 7) согласно параметрам, полученным на заявленном устройстве, составляет 29,1⋅10-3 мкм2, в то время как без устранения массопереноса в известном устройстве прототипа 31,7⋅10-3 мкм2. При этом погрешность измерения снизилась на 8% в результате устранения массопереноса. Разница погрешностей между изменениями фазовых проницаемостей на прототипе и заявленном устройстве на других этапах (этапы по пунктам 9, 11, 13), составляла тоже значение 8%.Thus, the calculated phase permeability (at the stage according to p. 7) according to the parameters obtained on the claimed device is 29.1 × 10 -3 μm 2 , while without eliminating mass transfer in the known prototype device 31.7 × 10 -3 μm 2 . Moreover, the measurement error decreased by 8% as a result of the elimination of mass transfer. The difference in errors between the changes in the phase permeabilities on the prototype and the claimed device at other stages (stages according to
2. Сравнительные результаты вычисленной насыщенности по измерениям, полученным на предлагаемом устройстве, с учетом операции промывки системы трубопроводов на выходе из кернодержателя и без нее в известных устройствах представлены в таблице:2. Comparative results of the calculated saturation according to the measurements obtained on the proposed device, taking into account the flushing operation of the piping system at the outlet of the core holder and without it, in known devices are presented in the table:
По данным, приведенным в таблице 1, устранение изменения содержания рабочих флюидов в отводящих трубопроводах позволяет значительно увеличить точность измерений насыщенности образцов керна углеводородами методом материального баланса и с большей достоверностью оценить продуктивность коллектора исследуемой скважины Останинского месторождения нефти.According to the data given in table 1, elimination of changes in the content of working fluids in the outlet pipelines can significantly increase the accuracy of measurements of core samples saturation with hydrocarbons by the material balance method and more accurately assess the reservoir productivity of the studied well of the Ostaninskoye oil field.
Согласно столбцу 7 таблицы 1 ошибка определения нефтенасыщенности в известном устройстве прототипа накапливается в результате влияния емкости трубопроводов на выходе из кернодердателя 1 (КД), на этапе программы по пункту 9 она составляет 20%, на этапе по пункту 11 ошибка определения составляет 47,3%, по пункту 13 ошибка достигает 69,1%, а на пункте программы 15 составляет 162,7%. Таким образом, при помощи предлагаемого устройства удается значительно увеличить точность определения насыщенности методом материального баланса.According to
Конечно, в ходе опытов ошибку определения насыщенности методом материального баланса стараются снизить, исходя из измерений объемов выходных трубопроводов и предположений о содержании в них нефти (или других флюидов) в конце соответствующих этапов, но, поскольку содержание нефти в выходных трубопроводах зависит от их смачиваемости, которая может меняться в ходе опыта, физическое устранение изменения содержания нефти в выходных трубопроводах в ходе проведения измерений более точно и предпочтительно.Of course, during the experiments, they try to reduce the error in determining the saturation by the material balance method based on measurements of the volumes of the outlet pipelines and assumptions about the content of oil (or other fluids) in them at the end of the corresponding stages, but since the oil content in the outlet pipelines depends on their wettability, which may vary during the course of the experiment, the physical elimination of changes in the oil content in the outlet pipelines during measurements is more accurate and preferable.
Заявленное устройство, кроме обеспечения высокой точности измерений фазовой проницаемости и насыщенности, позволяет также рекомбинировать флюиды для проведения исследований и использовать для исследований глубинные пробы флюидов. В первом случае, перед проведением измерений загруженные флюиды профильтровывают через образец для подготовки флюидов. Данная операция позволяет приводить флюиды внутри сепаратора к термодинамическому равновесию из-за большой удельной поверхности пористой среды, через которую проводится фильтрация. Если загрузить в сепаратор поверхностные пробы флюидов, полученные на скважине, в требуемом для этого соотношении и привести их в пластовые условия, то после фильтрации через пористую среду получится изначальный (пластовый) флюид. Во втором случае, замкнутая рециркуляционная система, в которой не происходит охлаждения флюида при его рециркуляции, позволяет использовать для измерений небольшие количества флюидов, полученные при отборе глубинных проб. Так как измерения осуществляются при рециркуляции, флюид расходуется только на изменение насыщенности керна, что дает возможность применять для исследований глубинные пробы флюидов, поступающие для исследований в небольших количествах. В проточных системах, описанных в аналогах, необходимо применять значительно большие объемы флюидов, поскольку они после фильтрации через керн утилизируются.The claimed device, in addition to ensuring high accuracy of the measurements of phase permeability and saturation, also allows you to recombine fluids for research and use deep samples of fluids for research. In the first case, prior to the measurements, the loaded fluids are filtered through a sample to prepare the fluids. This operation allows you to bring fluids inside the separator to thermodynamic equilibrium due to the large specific surface of the porous medium through which the filtration is carried out. If surface fluid samples obtained at the well are loaded into the separator in the ratio required for this and brought into reservoir conditions, then after filtration through a porous medium, the initial (reservoir) fluid will be obtained. In the second case, a closed recirculation system, in which the fluid does not cool when it is recirculated, allows the use of small quantities of fluids obtained during the deep sampling for measurements. Since the measurements are carried out during recirculation, the fluid is consumed only to change the core saturation, which makes it possible to use deep fluid samples for research, which are received for research in small quantities. In the flow systems described in analogues, it is necessary to use significantly larger volumes of fluids, since they are utilized after filtration through the core.
Применение заявляемого устройства позволяет определять относительные фазовые проницаемости во всех возможных системах по сочетанию флюидов, чего ранее не позволяла ни одна из известных конфигураций фильтрационных устройств.The use of the inventive device allows you to determine the relative phase permeability in all possible systems by a combination of fluids, which previously did not allow any of the known configurations of filtering devices.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017127676A RU2660772C1 (en) | 2017-08-01 | 2017-08-01 | Device for permeability phase determination and related saturations of samples of mineral rocks |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017127676A RU2660772C1 (en) | 2017-08-01 | 2017-08-01 | Device for permeability phase determination and related saturations of samples of mineral rocks |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2660772C1 true RU2660772C1 (en) | 2018-07-10 |
Family
ID=62815269
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017127676A RU2660772C1 (en) | 2017-08-01 | 2017-08-01 | Device for permeability phase determination and related saturations of samples of mineral rocks |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2660772C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114458285A (en) * | 2021-01-26 | 2022-05-10 | 中国海洋石油集团有限公司 | Automatic metering device for fluid in tight sandstone infiltration experiment and using method thereof |
| RU2775372C1 (en) * | 2021-10-14 | 2022-06-30 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Automated installation for research of filtration reservoir processes |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU515973A1 (en) * | 1973-07-30 | 1976-05-30 | Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Device for investigating the process of capillary displacement of oil from a rock sample by water |
| SU1190014A1 (en) * | 1984-02-13 | 1985-11-07 | Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Укрнефть" | Installation for determining seepage parameters of formation oil through porous medium |
| US5858791A (en) * | 1994-12-19 | 1999-01-12 | Institute Francais Du Petrole | Method and device for the continuous measurement of variations in the overall saturation of a sample with incompressible immiscible fluids |
| RU2572476C2 (en) * | 2014-05-30 | 2016-01-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный университет" | Device for determination of phase permeability |
| RU166252U1 (en) * | 2016-05-11 | 2016-11-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный университет" | DEVICE FOR DETERMINING PHASE PERMEABILITY |
| RU2629030C1 (en) * | 2016-06-07 | 2017-08-24 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный университет" | Device for permeability to phase determination |
-
2017
- 2017-08-01 RU RU2017127676A patent/RU2660772C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU515973A1 (en) * | 1973-07-30 | 1976-05-30 | Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Device for investigating the process of capillary displacement of oil from a rock sample by water |
| SU1190014A1 (en) * | 1984-02-13 | 1985-11-07 | Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Укрнефть" | Installation for determining seepage parameters of formation oil through porous medium |
| US5858791A (en) * | 1994-12-19 | 1999-01-12 | Institute Francais Du Petrole | Method and device for the continuous measurement of variations in the overall saturation of a sample with incompressible immiscible fluids |
| RU2572476C2 (en) * | 2014-05-30 | 2016-01-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный университет" | Device for determination of phase permeability |
| RU166252U1 (en) * | 2016-05-11 | 2016-11-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный университет" | DEVICE FOR DETERMINING PHASE PERMEABILITY |
| RU2629030C1 (en) * | 2016-06-07 | 2017-08-24 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный университет" | Device for permeability to phase determination |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114458285A (en) * | 2021-01-26 | 2022-05-10 | 中国海洋石油集团有限公司 | Automatic metering device for fluid in tight sandstone infiltration experiment and using method thereof |
| RU2775372C1 (en) * | 2021-10-14 | 2022-06-30 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Automated installation for research of filtration reservoir processes |
| RU2805389C1 (en) * | 2023-07-20 | 2023-10-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for determining phase permeabilities |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Ghanizadeh et al. | Experimental study of fluid transport processes in the matrix system of the European organic-rich shales: I. Scandinavian Alum Shale | |
| Sarem | Three-phase relative permeability measurements by unsteady-state method | |
| Asar et al. | Influence of interfacial tension on gas/oil relative permeability in a gas-condensate system | |
| Vazquez et al. | Correlations for fluid physical property prediction | |
| Flroozabadi et al. | Measurements of supersaturation and critical gas saturation | |
| CN110598167B (en) | Processing method of oil-water relative permeability experimental data of low-permeability reservoir | |
| Jena et al. | Advances in pore structure evaluation by porometry | |
| Busch et al. | Determining CO2/brine relative permeability and capillary threshold pressures for reservoir rocks and caprocks: Recommendations for development of standard laboratory protocols | |
| CN109357986B (en) | Method for measuring phase permeability curve of high-water-content reservoir long core plugging and adjusting whole process | |
| WO2019177488A1 (en) | Method for determining a permeability coefficient using core samples | |
| CN104777071A (en) | Water-containing thickened oil PVT experiment method | |
| CN108444890B (en) | Unsteady state titration device and method for testing medium and high permeability core liquid permeability | |
| RU2660772C1 (en) | Device for permeability phase determination and related saturations of samples of mineral rocks | |
| Liu et al. | Investigating the influence of CO2 injection and reservoir cores on the phase behavior of two low-permeability crude oils: Experimental verification and thermodynamic model development | |
| Jacoby et al. | PVT measurements on petroleum reservoir fluids and their uses | |
| RU2497083C1 (en) | Method to assess thermodynamic balance of gas liquid mixture when performing filtration experiments | |
| Cho et al. | Water and Oil Relative Permeability of Middle Bakken Formation: Experiments and Numerical Modeling | |
| RU2468203C1 (en) | Simulation method of formation-fluid system of developed deposit | |
| Noah et al. | Integration of well logging analysis with petrophysical laboratory measurements for Nukhul Formation at Lagia-8 well, Sinai, Egypt | |
| Botset et al. | Effect of pressure reduction upon core saturation | |
| RU2698345C1 (en) | Enhanced oil recovery method | |
| Levine et al. | Two phase brine-CO2 flow experiments in synthetic and natural media | |
| CN112819035A (en) | Method and device for judging gas channeling by utilizing PVT (physical vapor transport) experiment and machine learning | |
| RU2805389C1 (en) | Method for determining phase permeabilities | |
| Zakirov et al. | Experimental study of the features of filtration of non-Newtonian oils in a porous medium |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200802 |