Отбор проб из нефтяных скважин


Отбор проб нефти

Пробы нефти при отборе следует подразделять на пластовые и поверхностные. Пластовая проба дает представление о свойствах нефти в пластовых условиях и позволяет установить термодинамическую характеристику пласта (ТоС, Р в пласте, давление насыщения нефти газом.). Пробу в этом случае отбирают специальным глубинным пробоотборником. Почти вся добываемая в мире нефть, извлекается посредством буровых скважин. Поверхностная проба нефти несколько отличается от пластовой. На поверхности пробу нефти отбирают из краника отводной трубы скважины.

Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей и газов в пластах к эксплуатационным скважинам.

Извлечение нефти из скважин производится либо за счет естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путем использования одного из нескольких механизированных способов подъема жидкости. Обычно в начальной стадии разработки действует фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ: газлифтный или эрлифтный, глубинонасосный (с помощью штанговых, гидропоршневых и винтовых насосов).

Нефтяным промыслом называется технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов, и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение нефти из недр Земли. На месторождениях, разрабатываемых с помощью искусственного заводнения, сооружают систему водоснабжения с насосными станциями. Воду берут из естественных водоемов с помощью водозаборных сооружений.

Отбор проб нефти при излиянии ее на поверхность производится после предварительных расчистки, углубления или создания искусственной ловушки.

Для подъема нефти и сопутствующих ей газов и воды на поверхность скважина имеет герметичную систему подъемных труб, механизмов и арматуры, рассчитанную на работу с давлениями, соизмеримыми с пластовыми. Добыче нефти при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор ее на поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, посредством колодцев.

В процессе добычи нефти важное место занимает внутрипромысловый транспорт продукции скважин, осуществляемый по трубопроводам. Применяются две системы внутрипромыслового транспорта: напорные и самотечные. При напорных системах достаточно собственного давления на устье скважин. При самотечных движение происходит за счет превышения отметки устья скважины над отметкой группового сборного пункта.

Подготовка нефтей к анализу

Сырые нефти обычно содержат воду (от следов до 90 - 95%).

Существует несколько наиболее часто используемых лабораторных методов обезвоживания нефтей:

  1. Если в образце много воды, то для ее отделения смесь помещают в делительную воронку, отстаивают и сливают нижний слой. Затем нефть обезвоживают с помощью CaCl2 ( эффективность 97%). Легкие нефти и конденсаты выдерживают над CaCl2 при комнатной температуре 2-3 дня. Более тяжелые смолистые нефти с CaCl2 нагревают на водяной бане в круглодонной колбе с обратным холодильником. По окончании высушивания нефть фильтруют через стеклоткань.

  2. Нефть, содержащую механические примеси, глинистый раствор, отстаивают в делительной воронке, затем отбирают верхнюю часть, переносят в колбу, промывают дистиллированной водой (3 раза), сушат над CaCl2

  3. Если нефть не содержит легких фракций, то ее растворяют в бензоле, фильтруют. При последующей отгонке на водяной бане (до 100 С) вместе с бензолом удаляется и вода.

  4. Сильноэмульгированные нефти обезвоживают с помощью деэмульгаторов, однако это запрещено при геохимических исследованиях.

  5. В последнее время используют обезвоживание в автоклаве, где эмульсия разрушается при повышенной температуре и давлении.

ИССЛЕДОВАНИЕ НЕФТИ

Нефть содержит большое число разных органических веществ и поэтому характеризуется не температурой кипения, а температурой начала кипения жидких углеводородов (обычно >28 °C, реже ≥100 °C в случае тяжёлых не́фтей) и фракционным составом — выходом отдельных фракций, перегоняющихся сначала при атмосферном давлении, а затем под вакуумом в определённых температурных пределах, как правило до 450—500 °C (выкипает ~ 80 % объёма пробы), реже 560—580 °C (90—95 %).

Исследование проб нефтей (сырых ) и конденсатов, получаемых из скважин в новых районах и площадях, на первом этапе ставит своей целью определение общих свойств нефти (конденсата), требуемых, в частности для паспортизации месторождения и подсчета запасов, а также получение основных сведений об их химическом, групповом составе и групповом (индивидуальном) составе углеводородов. Такие исследования, в которых заинтересованы в первую очередь производственные организации, должны проводиться в максимально сокращенные сроки. Исследования проводят по строго стандартизованным и унифицированным методам, включающим строго определенный круг анализов и определений.

Существующие методы исследования нефтей и н/продуктов можно разделить:

  1. Общие методы анализа нефтей и нефтепродуктов:

А) методы технического анализа (определение плотности ρ, вязкости, ТоС кипения, плавления и замерзания, показателя преломления n , молекулярной массы ММ)

Б) аналитические методы (определение C, H, N, S,O, содержание h30, h3S, меркаптанов, механических примесей, золы, хлористых солей, органических хлоридов, парафинов)

  1. Инструментальные методы исследования нефтей и н/продуктов: (ИК - и электронная спектроскопия, ЯМР-спектроскопия, масс-спектрометрия и хроматомасс-спектрометрия, потенциометрия, газо-жидкостная ГЖХ и жидкостно-жидкостная хроматографии)

  2. Методы выделения и разделения нефтей и н/продуктов:

А) перегонка, ректификация; Б) диффузионные методы; В) клатрато - и комплексообразование; Г) экстракция; Д) хроматографические методы; Е) химическая модификация нефтяных компонентов для разделения и исследования

  1. Методы определения группового и структурно- группового состава нефтей,

нефтяных фракций и нефтепродуктов.

studfiles.net

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Составление средних РїСЂРѕР± РёР· емкостей.  [1]

Отбор РїСЂРѕР± нефтей Рё нефтепродукте производится РІ соответстг РІРёРЅ СЃРѕ специальными правилами. Различают индивидуальную, средние Рё контрольные РїСЂРѕР±С‹. Р�ндивидуальная РїСЂРѕР±Р° характеризует нефть ( нефтепродукт) 9 данном месте емкости РёР» РІ данное время СЏ РІ данном месте трубопровода. Средняя РїСЂРѕР±Р° характеризует жидкость, находящуюся РІ РѕРґРЅРѕРј или нескольких резервуарах, Р° также протекающую РїРѕ трубопроводу Р·Р° какой-то РїСЂРѕРјСЃ уак времени. Средняя РїСЂРѕР±Р° составляется путем смешения индивидуальных РїСЂРѕР±. Контрольная РїСЂРѕ - la отбирается для контроля определенных параметров через заданный промежуток времени. РћРЅР° представляет СЃРѕР±РѕР№ часть средней или индивидуальной РїСЂРѕР±С‹.  [2]

Отбор РїСЂРѕР± нефти РЅР° содержание РІРѕРґС‹ РїСЂРѕРёР·РІРѕРґСЏС‚ путем взятия 5 - 6 РїСЂРѕР± через каждые 30 РјРёРЅ.  [3]

Отбор РїСЂРѕР± нефти является весьма ответственной операцией, определяющей правильность результатов дальнейшей работы. РџСЂРѕР±С‹ отбираются РёР· трубопровода РІ соответствии СЃРѕ стандартом ( ГОСТ 2517 - 52), который-РІ части отбора нефти РёР· скважины требует уточнения.  [4]

Отбор РїСЂРѕР± нефти является весьма ответственной операцией, определяющей правильность результатов дальнейшей работы.  [5]

Отбор РїСЂРѕР± нефти Рё газа для целей выяснения углеводородного состава РґРѕ РЎ5 включительно производится непосредственно РёР· устья отдельных скважин.  [6]

Отбор РїСЂРѕР± нефти, СЃ целью проведения полного исследования ее, проводится наполнением бочки ( 200 РєРі) через шланг, соединенный СЃ краником, РЅР° линии, идущей РѕС‚ устья скважины.  [7]

Допускается отбор РїСЂРѕР± нефти РёР· скважи СЃ обводненной продукцией.  [8]

Допускается отбор РїСЂРѕР± нефти РёР· скважин СЃ обводненной продукцией.  [9]

Методы отбора РїСЂРѕР± нефти Рё нефтепродуктов стандартизованы. Согласно стандарту, действующему РІ нашей стране ( ГОСТ 2517 - 80), РїСЂРѕР±С‹ нефти Рё нефтепродуктов РёР· вертикальных цилиндрических или прямоугольных резервуаров отбирают пробоотборником СЃ трех уровней: верхнего, среднего Рё нижнего. Р—Р° верхний принимается уровень, находящийся РЅР° 200 РјРј ниже поверхности нефти или нефтепродукта, Р·Р° средний - середина высоты столба жидкости; Р·Р° нижний уровень сырой нефти - центр приемо-раздаточного патрубка, Р° обессоленной - нижняя образующая внутреннего диаметра приемо-раздаточного патрубка.  [10]

Для отбора РїСЂРѕР± нефти Рё нефтепродуктов РїРѕ всей высоте наполнения резервуара РѕРґРЅРѕР№ порцией применяются сниженные пробоотборники типа РџРЎР .  [11]

Для отбора РїСЂРѕР± нефти Рё нефтепродукта СЃ заданного СѓСЂРѕРІРЅСЏ наполнения резервуара, нефтеналивного СЃСѓРґРЅР°, железнодорожной цистерны применяются переносные погружные пробоотборники, представляющие СЃРѕР±РѕР№ металлические СЃРѕСЃСѓРґС‹ или стеклянные бутылки РІ металлическом каркасе СЃ герметично закрывающимися крышками.  [12]

Для отбора РїСЂРѕР± нефти РІ затрубное пространство скважины через отверстие РІ эксцентрической планшайбе спускается малогабаритный пробоотборник 7 РЅР° проволоке. Отборы РїСЂРѕР± нефти верхнего пласта производится РІ точке, находящейся РЅР° 1 Рј ниже подошвы верхнего пласта. Отбор РїСЂРѕР±С‹ нефти нижнего пласта производится РІ точке 6, находящейся РЅР° 3 Р¶ ниже отверстия хвостовика. Отбор РїСЂРѕР± должен производиться РІ скважине, работающей РїСЂРё установившемся режиме.  [13]

Для отбора РїСЂРѕР± нефти Рё нефтепродуктов РїРѕ всей высоте взлива резервуара РѕРґРЅРѕР№ порцией применяются сниженные пробоотборники типа РџРЎР . Пробоотборник РџРЎР -4 предназначен для наземных резервуаров СЃ нормальным Рё повышенным давлением, пробоотборник РџРЎР -5 - для заглубленных резервуаров СЃРѕ светлыми нефтепродуктами, пробоотборник РџРЎР -7 - для резервуаров, оборудованных плавающими понтонами. РџСЂРѕР±Р°, отобранная СЃ помощью РїСЂРёР±РѕСЂР° типа РџРЎР  путем выделения РІ резервуаре столбика нефти или нефтепродукта РїРѕ всей высоте его налива ( взлива) Рё слива его через систему труб, РїРѕ составу своему соответствует качеству продукта РІ резервуаре.  [14]

Для отбора РїСЂРѕР± нефти Рё нефтепродуктов РёР· вертикальных РЅР° -: земных резервуаров разработан сниженный полуавтоматический пробоотборник РџРЎР -4. Состав шробы, взятой РїСЂРё помощи такого пробоотборника, наиболееточ -: РЅРѕ соответствует составу нефтепродукта РІ резервуаре. РџСЂРѕР±Р° берется путем выделения РІ резервуаре столбика продукта РїРѕ всей шысоте взлива Рё слива его через систему пробоотборных Рё слив-шых труб РІ пробоотборную РїРѕСЃСѓРґСѓ.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Отбор проб нефти

Пробы нефти при отборе следует подразделять на пластовые и поверхностные. Пластовая проба дает представление о свойствах нефти в пластовых условиях и позволяет установить термодинамическую характеристику пласта (ТоС, Р в пласте, давление насыщения нефти газом.). Пробу в этом случае отбирают специальным глубинным пробоотборником. Почти вся добываемая в мире нефть, извлекается посредством буровых скважин. Поверхностная проба нефти несколько отличается от пластовой. На поверхности пробу нефти отбирают из краника отводной трубы скважины.

Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей и газов в пластах к эксплуатационным скважинам.

Извлечение нефти из скважин производится либо за счет естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путем использования одного из нескольких механизированных способов подъема жидкости. Обычно в начальной стадии разработки действует фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ: газлифтный или эрлифтный, глубинонасосный (с помощью штанговых, гидропоршневых и винтовых насосов).

Нефтяным промыслом называется технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов, и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение нефти из недр Земли. На месторождениях, разрабатываемых с помощью искусственного заводнения, сооружают систему водоснабжения с насосными станциями. Воду берут из естественных водоемов с помощью водозаборных сооружений.

Отбор проб нефти при излиянии ее на поверхность производится после предварительных расчистки, углубления или создания искусственной ловушки.

Для подъема нефти и сопутствующих ей газов и воды на поверхность скважина имеет герметичную систему подъемных труб, механизмов и арматуры, рассчитанную на работу с давлениями, соизмеримыми с пластовыми. Добыче нефти при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор ее на поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, посредством колодцев.

В процессе добычи нефти важное место занимает внутрипромысловый транспорт продукции скважин, осуществляемый по трубопроводам. Применяются две системы внутрипромыслового транспорта: напорные и самотечные. При напорных системах достаточно собственного давления на устье скважин. При самотечных движение происходит за счет превышения отметки устья скважины над отметкой группового сборного пункта.

Подготовка нефтей к анализу

Сырые нефти обычно содержат воду (от следов до 90 - 95%).

Существует несколько наиболее часто используемых лабораторных методов обезвоживания нефтей:

  1. Если в образце много воды, то для ее отделения смесь помещают в делительную воронку, отстаивают и сливают нижний слой. Затем нефть обезвоживают с помощью CaCl2 ( эффективность 97%). Легкие нефти и конденсаты выдерживают над CaCl2 при комнатной температуре 2-3 дня. Более тяжелые смолистые нефти с CaCl2 нагревают на водяной бане в круглодонной колбе с обратным холодильником. По окончании высушивания нефть фильтруют через стеклоткань.

  2. Нефть, содержащую механические примеси, глинистый раствор, отстаивают в делительной воронке, затем отбирают верхнюю часть, переносят в колбу, промывают дистиллированной водой (3 раза), сушат над CaCl2

  3. Если нефть не содержит легких фракций, то ее растворяют в бензоле, фильтруют. При последующей отгонке на водяной бане (до 100 С) вместе с бензолом удаляется и вода.

  4. Сильноэмульгированные нефти обезвоживают с помощью деэмульгаторов, однако это запрещено при геохимических исследованиях.

  5. В последнее время используют обезвоживание в автоклаве, где эмульсия разрушается при повышенной температуре и давлении.

ИССЛЕДОВАНИЕ НЕФТИ

Нефть содержит большое число разных органических веществ и поэтому характеризуется не температурой кипения, а температурой начала кипения жидких углеводородов (обычно >28 °C, реже ≥100 °C в случае тяжёлых не́фтей) и фракционным составом — выходом отдельных фракций, перегоняющихся сначала при атмосферном давлении, а затем под вакуумом в определённых температурных пределах, как правило до 450—500 °C (выкипает ~ 80 % объёма пробы), реже 560—580 °C (90—95 %).

Исследование проб нефтей (сырых ) и конденсатов, получаемых из скважин в новых районах и площадях, на первом этапе ставит своей целью определение общих свойств нефти (конденсата), требуемых, в частности для паспортизации месторождения и подсчета запасов, а также получение основных сведений об их химическом, групповом составе и групповом (индивидуальном) составе углеводородов. Такие исследования, в которых заинтересованы в первую очередь производственные организации, должны проводиться в максимально сокращенные сроки. Исследования проводят по строго стандартизованным и унифицированным методам, включающим строго определенный круг анализов и определений.

Существующие методы исследования нефтей и н/продуктов можно разделить:

  1. Общие методы анализа нефтей и нефтепродуктов:

А) методы технического анализа (определение плотности ρ, вязкости, ТоС кипения, плавления и замерзания, показателя преломления n , молекулярной массы ММ)

Б) аналитические методы (определение C, H, N, S,O, содержание h30, h3S, меркаптанов, механических примесей, золы, хлористых солей, органических хлоридов, парафинов)

  1. Инструментальные методы исследования нефтей и н/продуктов: (ИК - и электронная спектроскопия, ЯМР-спектроскопия, масс-спектрометрия и хроматомасс-спектрометрия, потенциометрия, газо-жидкостная ГЖХ и жидкостно-жидкостная хроматографии)

  2. Методы выделения и разделения нефтей и н/продуктов:

А) перегонка, ректификация; Б) диффузионные методы; В) клатрато - и комплексообразование; Г) экстракция; Д) хроматографические методы; Е) химическая модификация нефтяных компонентов для разделения и исследования

  1. Методы определения группового и структурно- группового состава нефтей,

нефтяных фракций и нефтепродуктов.

studfiles.net

Нефть. Отбор проб пластовых флюидов (стр. 1 )

СТО РМНТК 153-39.2-002-2003

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

НЕФТЬ. ОТБОР ПРОБ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ.

Москва 2003 г.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение. Выбор и подготовка скважин к отбору глубинных проб флюидов……… 3

1. Условия отбора глубинных проб флюидов……………………………………………... 4

1.1  Особенности отбора глубинных проб нефти из скважин при условии,

когда пластовое давление выше давления насыщения, а давление насыщения

ниже забойного давления……………………………………………………….…… 4

1.2 Отбор глубинных проб нефти при условии, когда пластовое давление

выше давления насыщения, а забойное давление ниже

давления насыщения………………………………………………………………… 5

1.3 Отбор глубинных проб нефти при пластовом давлении ниже давления

насыщения…………………………………………………………………………….. 6

1.4. Отбор проб нефти из остановленных скважин………………………………... 6

1.5. Отбор проб нефти из глубиннонасосных скважин………….……………….. 8

2. Общие положения по отбору проб пластовых флюидов……………………………….. 8

3. Отбор проб из нефтяных скважин ………………………………..………….…………. 9

3.1. Отбор проб автономными глубинными пробоотборниками……..…………... 9

3.2. Отбор проб пробоотборником, входящим в комплект испытателя

пластов……………………………………………………………………..………… 10

3.3. Отбор проб нефти и газа для рекомбинирования модели

пластовой нефти…………………………………………………………..………… . 11

3.4. Поверхностные пробы продукции скважины………………………………... 12

4. Отбор проб из водяных скважин …………………………………………………….... 13

5. Определение величины давления отобранной глубинной пробы нефти…...………... 14

6. Разгазирование глубинной пробы нефти……………………………………………….. 15

7. Перевод пробы нефти из глубинного пробоотборника в контейнер………….……… 17

8. Отбор проб нефти из сепаратора под давлением…………..………………...………… 19

9. Отбора проб газа под давлением …………..…………………………………………… 21

Приложения:

типовые формы…………………………………………………………………………… 22

библиография……………………………………………………………………………… 27

ВВЕДЕНИЕ. ВЫБОР И ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ОТБОРУ ГЛУБИННЫХ ПРОБ ФЛЮИДОВ

Для 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.

Экспериментальное изучение пластового флюида предусматривает проведение комплекса определений на РVT аппаратуре, при помощи которой можно создать характеризующие нефтяной пласт давление и температуру. Проба нефти, которую исследуют на аппаратуре РVT, также должна соответствовать по составу тем условиям, в которых нефть находится в пласте. Таким образом, результаты исследования РVT свойств пластового флюида полностью зависят от отбора качественной глубинной пробы.

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.

Изменение свойств нефтей на месторождении происходит не только по глубине, 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. При таком подходе пробы будут отобраны и исследованы как из приконтурной, так и из сводовой части пласта. 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. При большой обводненности добываемой нефти отбор качественных глубинных проб практически невозможен.

Отбор глубинных проб нефти из скважин производится после получения данных 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.

Выбор методики отбора глубинных проб нефти в значительной степени зависит от режима работы месторождения в данный период его разработки.

Различают три основных режима работы 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.

1.1  Особенности отбора глубинных проб нефти из скважин при условии, когда 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.

1.2 Отбор глубинных проб нефти при условии, когда пластовое давление выше 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.

Если разница между забойным давлением и давлением насыщения равна величине, на которую повысили забойное давление при переходе с одного режима работы скважины на другой, то легко определить радиус призабойной зоны пласта, где нефть частично дегазирована.

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.

1.3 Отбор глубинных проб нефти при пластовом давлении ниже давления насыщения

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.

1.4 Отбор проб нефти из остановленных скважин.

В некоторых случаях необходимо отобрать глубинные пробы из остановленных скважин. Такая необходимость не зависит от исследователя, а иногда остановка скважины обуславливается самой технологией отбора.

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5
Page 2

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. В прямой зависимости от времени практического прекращения притока фаз к 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. Однако только на этом основании нельзя построить технологическую схему отбора качественных глубинных проб, так как скорость потока в трубах мала и непродолжительна.

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.

Однако после установления термодинамического равновесия нефти и газа по стволу скважины в верхних слоях (ближе к устью) оказывается нефть более тяжелая, чем находящаяся на забое насыщенная газом нефть. Кроме того, с глубиной температура нефти повышается согласно геотермическому градиенту. Первый и второй факторы, создают весьма неуравновешенную систему, при которой более тяжелая нефть стремится опуститься, а легкая – подняться кверху, т. е. создаются гравитационные противотоки. Во время такого движения нефть, лишенная газа, соприкасается с газонасыщенной нефтью – происходит газообмен. При длительной остановке скважины газосодержание нефти по стволу должно практически выравниваться и постепенно уменьшаться, т. е. нефть, находящаяся как у устья, так и на забое, практически будет лишена части растворенного ранее в ней газа.

В связи с изложенным к вопросу технологии отбора глубинных проб нефти или воды из остановленных, а также из пьезометрических скважин необходимо подходить чрезвычайно осторожно, а полученные результаты исследования проб по скважинам тщательно сопоставлять с геологопромысловыми данными, имеющимися по месторождению. Одним из критериев, по которому можно судить о качестве глубинной пробы, может быть величина давления насыщения в сравнении с пластовым давлением.

1.5 Отбор проб нефти из глубиннонасосных скважин

Для отбора глубинной пробы 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).

Существенным моментом является выбор скважин. По возможности они должны быть 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.

2 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ОТБОРУ ПРОБ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

2.1 Поверхностные и глубинные 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.

Отбор проб производится с соблюдением требований «Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности» и «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением».[1]

2.2 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.

2.2.1 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.

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

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

Представительной пробой нефти для рекомбинирования следует считать нефть, отобранную под 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.

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

2.4 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.

3 ОТБОР ПРОБ ИЗ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

3.1 Отбор проб автономными глубинными пробоотборниками.

3.1.1 Перед отбором глубинных проб следует перевести 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.

3.1.2 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.

3.1.3 Отбор глубинных проб нефти.

- первую отобранную пробу необходимо выпустить на скважине для определения газосодержания и для контроля отсутствия воды в зоне отбора проб. Результаты занести в этикетку. Приложение Б (1);

-  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.

3.1.4 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.

3.1.5 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 по форме приложения Б (2) на каждую приемную камеру с отобранной пробой.

3.1.6 В случае производственной необходимости перевести отобранные пробы из приемных камер в транспортные контейнеры, проверить их герметичность, подготовить к транспортировке и заполнить таблицу перевода проб (приложение Б (2)), в бланк результатов испытания занести номера контейнеров и условия перевода, заполнить сопроводительные этикетки.

3.1.7 При отсутствии зоны однофазного потока в скважине и при газовом факторе более 300 мз/мз приступить к отбору проб нефти и газа для рекомбинирования.

3.2 Отбор проб пробоотборником, входящим в комплект испытателя пластов.

3.2.1 Из-за конструктивных особенностей испытателей пластов, имеющих в своем комплекте глубинный пробоотборник, глубинная проба отбирается при завершении испытания продуктивного объекта после КВД-II.

3.2.2 После проведения КВД-II 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.

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5

pandia.ru


Смотрите также