ОТБОР ПРОБ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

подсчета запасов нефти, проектирования разработки и контроля за разработкой нефтяных

месторождений необходимо исследование РVT свойств пластовой нефти.

Реализация проекта разработки нефтяного месторождения контролируется планомерными гидродинамическими исследованиями скважин и исследованием глубинных проб пластовых флюидов.

Получение качественной глубинной пробы обеспечивается правильной технологией процесса подготовки скважины к отбору, зависящей от режима работы данного месторождения и скважины, и применением такого типа пробоотборника, который может сохранить компонентный состав пробы для исследования РVT.

но и по простиранию, особенно ярко это проявляется на крупных

месторождениях. Следовательно, каждая глубинная проба может характеризовать свойства нефти только в зоне пласта, близкой к скважине, из которой эта проба отобрана.

В случае, если на изучаемом месторождении пластовые нефти еще не исследовались, то при выборе скважин, из которых будут отбираться глубинные пробы, можно рекомендовать расположение их по определенным профилям, направленным перпендикулярно и параллельно главной оси месторождения.

Особенно внимательно необходимо подходить к выбору скважин на месторождениях, имеющих большое количество геологических нарушений. Нарушения большой амплитуды могут расчленить залежь на ряд самостоятельных эксплуатационных объектов, в которых пластовые нефти будут отличаться по своим характеристикам.

По мере возможности скважины, выбранные для отбора глубинных проб нефти, должны быть безводными. В противном случае вода, попавшая в приемную камеру пробоотборника, может в дальнейшем исказить результаты анализов.

по пластовой температуре и давлению в точке отбора пробы. Эти

данные определяются глубинными термометрами и манометрами. Знание пластового давления и температуры необходимо для того, чтобы при лабораторных исследованиях глубинных проб нефти поддерживать в аппаратуре термобарические условия залегания нефтяного пласта.

при которых чаще всего производят отбор глубинных проб нефти из

скважин.

1. Упруго-водонапорный режим, когда пластовое и забойное давления выше давления насыщения (Рпл > Рнас < Рзаб).
В этом случае на забой скважины поступает и на определенную высоту поднимается пластовая нефть в однофазном состоянии.

2. Упруго-водонапорный режим, когда забойное давление ниже давления насыщения, а давление насыщения ниже пластового давления (Рпл > Рнас > Рзаб).
На забой поступает нефть в двухфазном состоянии, но выделение свободного газа происходит только в призабойной зоне пласта.

3. Режим растворенного газа, когда забойное и текущее пластовое давление ниже давления насыщения независимо от того, в какой степени проявляются упрого-водонапорные силы (Рпл < Рнас > Рзаб).
При этом режиме на забой скважины поступает нефть в двухфазном состоянии, но свободный газ выделяется не только в призабойной зоне, но и в более удаленных от скважины зонах пласта, а от величины снижения давления ниже давления насыщения зависит состав газа газонефтяной смеси в призабойной зоне и скважине.

пластовое давление выше давления насыщения, а давление насыщения ниже забойного

давления. Рпл > Рнас < Рзаб

При пластовом давлении выше давления насыщения, а давление насыщения ниже забойного давления, отбор глубинных проб нефти представляется наиболее простым и надежным. При таких соотношениях давлений в пласте и скважине пробы отбираются в однофазной зоне потока качественные, совпадение результатов анализа параллельно отобранных проб достаточно удовлетворительное, трудности, встречающиеся при отборе глубинных проб, носят технический характер.

Когда давление насыщения близко к давлению на забое или в месте отбора пробы, рекомендуется перевести работу скважины на несколько пониженный дебит для того, чтобы уменьшить депрессию на пласт и тем самым повысить забойное давление на величину, обеспечивающую однофазность газонефтяного потока и, как следствие, качественный отбор пробы.

давления насыщения, а забойное давление ниже давления насыщения Рпл >

Рнас > Рзаб

Если пластовое давление выше давления насыщения, а забойное давление ниже давления насыщения, то воронка депрессии, образующаяся вокруг скважины, состоит из двух областей:
а) области двухфазного состояния нефти с перепадом давления Рнас – Рзаб и
б) области однофазного состояния нефти с перепадом давления Рпл – Рнас. Газ, выделяющийся в первой области, передвигается в направлении скважины и в конечном итоге поступает с нефтью на забой.

Когда режим растворенного газа еще существенно не развит и отмечается только в непосредственно прилегающей к скважине зоне, отбор глубинных проб возможен. На время отбора пробы необходимо изменить режим работы скважины таким образом, чтобы давление в призабойной зоне (а точнее в зоне, расположенной несколько выше кровли пласта) оказалось немного выше начального давления насыщения, и отработать пласт на этом режиме, пока из призабойной зоны не будет извлечен объем нефти, поддающийся оценочному расчету. Произвести замеры давления и температуры в предполагаемой точке отбора проб.

Рпл < Рнас > Рзаб
Когда давление в нефтяном пласте в

процессе разработки оказывается меньше начального давления насыщения, в пласте развивается режим растворенного газа. В этом случае на забой скважины поступают нефть, насыщенная газом при давлении, равном текущему забойному давлению, и свободный газ, который выделился из нефти вблизи призабойной зоны и вместе с ней поступил в скважину. Часть газа, выделившегося из нефти на значительном расстоянии от скважины, также поступает на забой, опережая ту нефть, из которой он выделился. Таким образом, газонефтяная смесь на забое скважины содержит значительно больше газа, чем его содержалось первоначально в нефти.

Необходимо иметь в виду, что из пласта, который работает на развитом режиме растворенного газа, отбирать качественные глубинные пробы нефти, отвечающие первоначальному состоянию в пласте, практически невозможно.

На данном режиме работы нефтяного пласта отбор глубинных проб возможен для определения РVT свойств нефти при текущих пластовых условиях для контроля за процессом разработки месторождения. Кратковременная остановка скважины перед отбором пробы позволит отобрать однофазную пробу на забое скважины при текущих термобарических условиях. Давление насыщения такой пробы должно соответствовать забойному давлению.

отобрать глубинные пробы из остановленных скважин. Такая необходимость не зависит

от исследователя, а иногда остановка скважины обуславливается самой технологией отбора.

К остановке скважины приходится прибегать при развитом режиме растворенного газа, когда на забой вместе с нефтью поступает большое количество свободного газа, а отбирать необходимо только одну жидкую фазу.

В остановленной на длительное время скважине газонефтяной столб в фонтанных трубах разделится на две фазы: газовая займет верхнюю часть трубы, жидкая – нижнюю. Такое разделение обеспечивает беспрепятственный спуск прибора на глубину раздела фаз, а дальнейшее движение пробоотборника в жидкой фазе за счет возрастающего веса проволоки происходит более успешно, чем в работающей скважине.

Необходимо отметить, что после закрытия задвижки на выкидной линии приток нефти к забою скважины мгновенно не прекращается. Теоретически нефть и газ в ствол скважины могут поступать из пласта весь период времени восстановления давления на устье. Практически на скважине с большим газовым фактором ощутимый приток нефти и газа продолжается 2-3 часа. При малых газовых факторах или при устьевых давлениях, немного меньших давления насыщения, жидкость и газ притекают к забою в течение 10-15 минут.

забою будут и величины объемов жидкости и газа, вошедших в

ствол скважины после закрытия последней на поверхности. Таким образом, если в момент спуска пробоотборника на глубину средних отверстий фильтра (обычно максимальная глубина спуска фонтанных труб) скважину остановить, то глубинный прибор некоторое время будет находиться в восходящем потоке жидкости, что способствует отбору пробы нефти под давлением, максимально приближающимся к пластовому.

Отбор глубинных проб нефти из остановленных скважин осложняется изменением газосодержания нефти по стволу скважины. Действительно, если скважина давно остановлена, давление насыщения, а отсюда и газосодержание нефти зависят от давления, при котором она находится, т.е. возрастает от устья к забою прямо пропорционально гидростатическому давлению столба жидкости.

Полученные результаты исследования проб по скважинам необходимо тщательно сопоставлять с геологопромысловыми данными, имеющимися по месторождению.

скважину останавливают и извлекают насосно-компрессорные трубы вместе с заполняющей их

жидкостью. Это обеспечивает плавное понижение уровня жидкости в скважине ниже статического, что в свою очередь вызывает приток свежей нефти из пласта к забою скважины, которая насыщена газом при текущих пластовых условиях, имеющих место в призабойной зоне.

Для подготовки скважины к отбору глубинной пробы нефти свабирование не рекомендуется, так как этот способ имеет ряд существенных недостатков. В частности, свабирование создает резкие и существенные перепады давления в скважине, что способствует дегазации нефти не только в стволе скважины, но и в призабойной зоне пласта.

После того как из скважины извлекли насосно-компрессорные трубы с заполняющей их жидкостью, через определенные интервалы времени на забой спускают глубинный прибор, позволяющий одновременно регистрировать забойное давление (манометр) и отбирать глубинную пробу нефти (пробоотборник).

расположены в зоне коллектора с хорошей проницаемостью, нефть должна быть

относительно безводной, тампонаж скважины удовлетворительный.

Следовательно, при создании благоприятных условий на забое остановленной глубиннонасосной скважины можно отобрать глубинную пробу нефти, отвечающую текущим пластовым условиям (или близким к ним) в данный период разработки, и по результатам экспериментального исследования определить свойства пластовой нефти.

пробы отбираются из продуктивных пластов разведочных и эксплуатационных скважин для

последующих лабораторных определений физико-химических свойств и состава пластовых флюидов, необходимых при подсчете запасов, составлении проекта разработки и обустройства месторождения, а также в целях контроля за разработкой.

Представительный образец пластового флюида – это такой объем пробы, при отборе которого можно надежно и однозначно определить состав и свойства насыщающих пласт флюидов: нефти, газа, газоконденсата, воды или смеси этих продуктов.

Представительной глубинной пробой пластовой нефти следует считать газонефтяную смесь, отобранную в потоке с однофазным состоянием этой смеси в скважине, позволяющую восстановить в лабораторных условиях компонентный состав пластовой нефти при пластовых термобарических условиях.

Представительной глубинной пробой пластовой воды следует считать газоводяную смесь, отобранную по стволу скважины, работающей чистой продукцией, с сохранением компонентного состава.

При невозможности отбора глубинных проб по технологическим или техническим причинам следует отбирать пробы флюидов для последующей их лабораторной рекомбинации и исследования.

давлением в транспортный контейнер из сепаратора или с устья скважины,

работающей на установившемся режиме. Пробы газа для рекомбинирования следует отбирать из тех же мест, что и пробы нефти, под давлением и в достаточных количествах.

Все пробы должны быть доставлены в лабораторию на дальнейшие исследования без изменений из компонентного состава.

Сосуды, предназначенные для отбора, транспортирования и хранения проб, должны отвечать следующим требованиям: герметично закрываться, легко очищаться и промываться, материал сосудов не должен оказывать влияния на состав и свойства анализируемой пробы.

скважину на режим работы, обеспечивающий наличие однофазного потока в зоне

спуска пробоотборника, т.е. должно быть превышение давления в зоне отбора проб над давлением начала выделения газа из нефти.

Если скважина работает по затрубному пространству, то при подготовке к отбору глубинных проб ее необходимо перевести на работу по лифтовым трубам.

После отработки скважины на установившемся режиме до выноса продукции в объеме не менее 3-х кратного объема скважины, спустить глубинные манометр и термометр, замерить давление и температуру по стволу скважины, начиная от верхних отверстий перфорации, с шагом 50 метров на высоту 500 метров от первой точки и определить наличие или отсутствие водяного столба на забое скважины и положение ВНК и ГКН.

скважине для определения газосодержания и для контроля отсутствия воды в

зоне отбора проб. Результаты занести в этикетку

при отсутствии воды, после отстоя выпущенной из пробоотборника пробы, продолжать отбор глубинных проб с той же глубины в количестве 3-4 пробоотборников;

при наличии в отобранной пробе воды в объеме более 5%, глубину отбора проб следует уменьшить, не выходя из зоны однофазного потока. Контроль за содержанием воды в пробе повторить.

После извлечения пробоотборников из скважины и визуального осмотра для проверки герметичности всех уплотнений следует определить идентичность отобранных проб по величине давления в приемной камере пробоотборника

После проверки качества глубинных проб проверить герметичность приемных камер и подготовить их к транспортировке. По форме приложения А (1,2) внести сведения о скважине, дату и условия отбора проб, номера приемных камер, условия и результаты проверки качества проб. Затем следует заполнить сопроводительные этикетки на каждую приемную камеру с отобранной пробой.

В случае производственной необходимости перевести отобранные пробы из приемных камер в транспортные контейнеры, проверить их герметичность, подготовить к транспортировке и заполнить таблицу перевода проб, в бланк результатов испытания занести номера контейнеров и условия перевода, заполнить сопроводительные этикетки.
При отсутствии зоны однофазного потока в скважине и при газовом факторе более 300 мз/мз приступить к отбору проб нефти и газа для рекомбинирования.

особенностей испытателей пластов, имеющих в своем комплекте глубинный пробоотборник, глубинная

проба отбирается при завершении испытания продуктивного объекта после КВД.

После проведения КВД открыть запорный клапан испытателя пластов, скважину перевести на режим работы с минимально возможным дебитом. Время работы на режиме перед отбором глубиной пробы, после стабилизации устьевых контролируемых параметров – давления и температуры на устье скважины, дебитов нефти и газа на сепараторе, должно обеспечить вынос продукции в объеме не менее объема скважины.

Закрыть запорный клапан испытателя пластов, герметизируя глубинный пробоотборник.

Занести в бланк результатов испытания объекта время отбора пробы, устьевые параметры

После извлечения пробоотборника из скважины определить качество отобранной глубинной пробы.
Перевести в полном объеме отобранную пробу, предварительно приведенную в однофазное состояние, из пробоотборника в контейнеры для дальнейшей транспортировки.
Заполнить таблицу перевода глубинной пробы в контейнеры, в бланк результатов испытания занести номера контейнеров и условия перевода, заполнить сопроводительные этикетки.

Отбор проб для рекомбинирования следует производить в случае невозможности по

техническим причинам отобрать представительные глубинные пробы.

В случае, когда нет уверенности в наличии по стволу скважины зоны однофазного потока пластового флюида, следует дублировать глубинные пробы отбором проб для рекомбинации на этом же режиме работы скважины.

Пробы нефти и газа для рекомбинирования следует отбирать с устья скважины – под давлением при обязательном условии стабильности режима работы скважины.

Проба нефти последовательно отбирается в 3 контейнера поршневого типа*) без потери растворенного в нефти газа, для чего в процессе отбора ведется постоянный контроль за давлением в контейнере по образцовому манометру. Перепад давления не должен превышать 0,1-0,2 МПа в течение всего процесса отбора.

Проба газа отбирается в газовый баллон, снабженный двумя вентилями, рассчитанный на рабочее давление до 15 МПа. Контроль величины давления осуществляется также по образцовому манометру. Объем пробы газа должен составлять 600-800 литров в пересчете на нормальные условия (для приблизительной оценки объема отобранного газа достаточно перемножить величины давления в МПа на объем баллона или контейнера в литрах и умножить на 10).

Контейнеры и баллоны с пробами нефти и газа остаются подключенными к месту отбора до выравнивания температуры пробы с температурой окружающей среды и выравнивании давления пробы с давлением в точке отбора.
В дневник исследования заносятся номера контейнеров и баллонов с отобранными пробами, условия отбора с указанием барометрического давления и температуры окружающей среды, дата отбора.

ее испытании при обязательном условии стабилизации устьевых параметров, с устья

- до штуцера - отобрать в 2-3 стеклянные бутылки (емкостью 0,5 литра) пробы нефти, заполняя емкость
на ¾ объема, для лабораторного определения количества механических примесей и воды в продукции скважины.

На последнем режиме испытания отобрать нефть в объеме 10 литров в канистру или другую емкость для проведения полного лабораторного анализа.

На последнем режиме испытания отобрать с устья пробы газа в количестве 2-3 бутылок, заполняя емкость на 4/5 объема. В качестве запирающей жидкости использовать соленую воду (насыщенный раствор). Отбирать, хранить и транспортировать пробы горлышком бутылки вниз.

Если при работе скважины фиксируется поступление воды, из сепаратора отобрать пробы воды в количестве 6 бутылок по 0,5 литра. Бутылки предварительно тщательно вымыть и ополоснуть не менее 3 раз отбираемой на анализ водой.

Данные, полученные при отборе проб – температуру и рН и результаты анализов по содержанию карбонат - и гидрокарбонат-ионов записать в протокол об отборе пробы, составленный в 2-х экземплярах.

При отсутствии возможности хранения и транспортирования проб при температуре 3 ÷ 5 оС, пробы (2 бутылки) законсервировать 1,5 смз соляной кислоты (х.ч. или ч.д.а.) плотностью 1,19 г/cм3 на 0,5 дм3 пробы и доставить в лабораторию на исследования не позднее 2-х суток со дня отбора проб.

из непереливающей водяной скважины с чистой продукцией в стволе скважины

после восстановления уровня до статического (или близкого к статическому).

Для получения чистой продукции в стволе из скважины извлекается продукции не менее двух объемов скважины.

Глубинными пробоотборниками отбираются 6 проб сверху - вниз по стволу скважины с шагом 200-500 метров, заканчивая границей верхних отверстий перфорации.

Каждая глубинная проба после подъема дегазируется путем постепенного снижения давления в пробоотборнике с замером объемов выделившегося газа и дегазированной воды и отбором проб газа и воды для последующих лабораторных исследований.

При испытании водоносных объектов морских скважин глубинная проба отбирается в конце испытания (после КВД-II) пробоотборником, входящим в комплект испытателя пластов.

После извлечения пробоотборника на поверхность, из него выпускается газ с замером его объема и отбором проб газа в начале, середине и в конце выпуска, и, соответственно, маркируются емкости с отобранными пробами. Количество проб газа составит 3 ÷ 5 бутылок.
Замерить объем дегазированной воды, провести оперативный анализ и отобрать пробы для последующих лабораторных исследований.

к сепаратору
для отбора жидкой фазы под давлением.
1- газовая часть

сепаратора
2- вентиль
3- вентиль
4- вентиль
5- вентиль
6- верхний вентиль контейнера
7-нижний вентиль контейнера
8- контейнер
9- капиллярная линия
10- капиллярная линия
11- капиллярная линия
12- манифольд с контрольным манометром

12 с контрольным манометром и вентилями 4, 5, капиллярными линиями

высокого давления 9, 10 соединяется с вентилем 2 газовой части сепаратора 1.

Плавно приоткрывая вентиль 2, заполнить контейнер газом под давлением. Вентиль 5 закрыт. Нижний вентиль 7 контейнера приоткрыть, что обеспечит удаление воздуха из контейнера и замещение его газом. После продувки контейнера газом вентиль 7 закрыть, выровнять давление в контейнере и сепараторе, закрыть вентили 2, 4.

Отсоединиться от газовой линии, а нижний вентиль 7 контейнера соединить капиллярной линией 11 с вентилем 3 нефтяной части сепаратора, продув капиллярную линию 11 газом из контейнера для удаления воздуха. Контейнер закрепить вертикально.

5 Плавно открыть вентили 3, 7. Поддерживая давление, заполнить контейнер нефтью, выпуская постепенно газ, а затем и нефть в объеме около 0,5 литра через вентили 6,5.

Закрыть вентиль 5, выровнять давление в сепараторе и в контейнере, дать выдержку для выравнивания температуры отобранной пробы с температурой окружающей среды. Закрыть поочередно вентили 6, 7, 3. Плавно открыть вентиль 5, снижая давление до атмосферного в капиллярных линиях 9, 10 и манометре.

Отсоединить контейнер, проверить его герметичность, вентили контейнера закрыть предохранительными колпаками, подготовить к транспортировке.

Занести в дневник исследования номера контейнеров с отобранными пробами, условия отбора, дату. Заполнить сопроводительные этикетки.

отбирают в сухие и чистые пробоотборники с соблюдением мер, предупреждающих

конденсацию фракций в процессе отбора.

Для предотвращения конденсации пробы газа температура пробоотборной линии и контейнера (температура окружающей среды) должна быть не ниже температуры отбираемого газа.

Заполняют пробоотборники (контейнеры или баллоны) способом сухой продувки до давления, равного давлению в точке отбора при условии равенства температуры отобранного газа с температурой окружающей среды.

Контейнер проверяют на герметичность поочередным погружением вентилей в сосуд с водой или с помощью мыльной пены. Вентили высушивают и по возможности закрывают предохранительными гайками. Пробу маркируют.

При использовании газовых баллонов с одним вентилем, баллон, установленный наклонно вентилем вниз, 5 ÷ 8 раз заполняется газом до соответствующего давления, который выпускается каждый раз до остаточного давления 3 ÷ 5 кгс/cм2. Такое «полоскание» баллона позволяет удалить из него воздух, после чего отбирается проба газа под давлением, равным давлению в месте отбора.

Проверить герметичность баллона, подготовить его к транспортировке, маркировать.