Отбор проб пластовой нефти кратко

Обновлено: 05.07.2024

Пластовая проба нефти после разгазирования является в принципе идеальной для проведения геохимических исследований. Однако пластовые пробы нефтей исследуют лишь в немногих специализированных лабораториях и отбирают их в небольшом объеме, что ограничивает возможность использования этих проб. [1]

Пластовую пробу нефти желательно отбирать на ранней стадии разработки пласта, когда свойства исследуемой пробы наиболее близко соответствуют начальному состоянию газо-нефтяной системы. Вынос пробы на ранней стадии эксплуатации продуктивных отложений уменьшает влияние изменения газонасыщенности норового пространства, наблюдаемое при снижении пластового давления. [2]

Отбор пластовых проб нефти на месторождении невозможен, поскольку добыча осуществляется глубинными штанговыми насосами. На близлежащих месторождениях нефти-из которых близки по свойствам к нефти Радаевского месторождения также отсутствуют условия отбора пластовых нефтей. Вследствие указанных причин объектом изучения служила рекоыбинированная проба пластовой нефти. [3]

Особое внимание необходимо уделить отбору глубинных пластовых проб нефти и определению ее свойств и вязкости для выяснения подвижности. [4]

Основной объем исследований выполнен с применением пластовых проб нефтей либо моделей газонасыщенных пластовых нефтей. [5]

Балансовые запасы газа определяются по газовому фактору, измеренному по пластовым пробам нефти . [6]

Конструкция пробоотборников ( наиболее распространен пробоотборник ПД-3), методика отбора пластовых проб нефти и их лабораторное изучение излагаются в курсе физики нефтяного пласта. [8]

Для полной характеристики залежи нефти большое значение имеют отбор и исследование глубинных пластовых проб нефти . Проектируя отбор проб с целью охарактеризовать средние свойства пластовой нефти, необходимо учитывать, что при сильном изменении давления и температуры в пласте свойства нефти повышенных участков нефтяной залежи отличаются от свойств нефти пониженных участков. Еще сильнее различаются свойства нефти, если залежь расчленена на отдельные блоки. Поэтому пробы нефти отбирают по всем указанным характерным участкам залежи. [9]

Однако для полной и более точной характеристики пластовой нефти следует производить отбор и исследование глубинных пластовых проб нефти . [10]

После того как скважина выбрана и проведены необходимые исследования, ее следует подготовить для выноса пластовой пробы нефти . Продолжительность подготовки зависит от состояния скважины и ее продуктивности незадолго до выноса пробы. Скважина должна эксплуатироваться на минимально возможном стабилизированном дебите. При этом установившийся отбор нефти и газа следует поддерживать до тех пор, пока газовый фактор добываемой продукции на устье скважины не станет постоянным. [11]

ГЛУБИННЫЙ ПРОБООТБОРНИК - прибор, спускаемый на тросе до забоя скважины и служащий для отбора пластовых проб нефти и выноса этих проб на поверхность при неизменном давлении. [12]

Глубинный пробоотборник - прибор, спускаемый на тросе до забоя скважины и служащий для отбора пластовых проб нефти и выноса этих проб на поверхность при неизменном давлении. [13]

Для того чтобы исключить влияние условий отбора на количество сероводорода, определяемое в попутном газе, отбирали пластовые пробы нефти и сепарировали их в лаборатории. [14]

В период проведения разведочных работ а также в процессе эксплуатационного разбурпвания и последующей разработки объектов было выполнено свыше десяти тысяч различных анализов поверхностных и пластовых проб нефтей которые позволили получить данные о физико-химических свойствах нефтей около тысячи залежей Куйбышевской Оренбургской и Ульяновской областей. [15]

Исследование свойств нефти начинают с отбора проб. Наиболее достоверные данные о свойствах пластовой нефти получают при исследовании глубинных проб, отобранных с забоев скважин.

Отбор проб осуществляют глубинными пробоотборниками, опускаемыми в скважины на проволоке и реже на трубах. После отбора пробы на забое скважины камеры глубинных пробоотборников герметически закрываются, чем обеспечивается сохранение естественного газосодержания нефти.

В зависимости от свойств нефти применяют пробоотборники с проточными или непроточными камерами. Маловязкие нефти с незначительным содержанием

Рис. 3.4. Пробоотборники ПД-ЗМ (а)

а - 1 - корпус; 2 - часовой механизм;

3 - ходовой винт;

4 - - валик; 5 - рычаг; 6 - шток верхнего клапана; 7 - верхний клапан; 8 - игла; 9 - шарики; 10 - муфта;

11 - приемная камера; 12 - нижний клапан; 13 - шток нижнего клапана 6 - 1 - корпус; 2 - балластная камера; 3, 12 - гидравлическое сопротивление; 4 - приемная камера; 5, 10 - поршень; 6 - клапан; 11 - камера реле времени;

парафина отбирают пробоотборниками с проточными камерами. Их спускают в скважину с открытыми клапанами и их камера непрерывно промывается восходящим потоком нефти.

На рис. 3.4-а приведена схема устройства пробоотборника ПД-ЗМ с проточной камерой. При подготовке прибора к спуску нижний клапан 12 открывают, отжимая деревянной оправкой штифт на штоке 13, а верхний клапан 7 удерживают в открытом положении через отверстие в корпусе пробоотборника. При этом игла 8 верхнего клапана 7 раздвигает шарики 9 замка, муфта 10 упирается в них выступами и удерживает от закрытия нижний клапан. Верхний клапан остается в открытом состоянии посредством рычага 5, упирающегося в шток 6. Закрытием клапанов управляет часовой механизм 2. При выдержке пробоотборника на забое часовой механизм 2 вращает валик 4, скрепленный с рычагом 5. Перемещаясь, валик поворачивает вокруг оси рычаг 5, который через заданный промежуток времени соскальзывает со штока 6. Под действием пружины шток закрывает верхний клапан 7. Одновременно игла 8 выходит из шарикового замка, освобождает муфту 10, и нижний клапан 12 закрывается. Большая полезная вместимость пробоотборника ПД-ЗМ (800 смЗ), простота конструкции и обслуживания обеспечили ему широкое применение для отбора проб маловязкой нефти. Однако отбор им высоковязких парафинистых нефтей затруднен из-за опасности закупорки отверстий пробоотборника и плохих условий промывки камеры пробоотборника при его спуске. Пробы таких нефтей отбирают пробоотборниками с непрочными камерами, клапаны которых при спуске закрыты. Открытие и затем закрытие клапанов осуществляется специальными механизмами управления

На рис. 3.4-6 приведена схема устройства пробоотборника с непроточной камерой ВПП-300. Пробоотборник состоит из трех блоков: приемной 4 и балластной 2 камер и гидравлического реле времени, управляющего открытием клапанов Перед спуском прибора в скважину приемная 4 и балластная 2 камеры заполнены воздухом при атмосферном давлении, вход в приемную камеру закрыт форклапаном 7. Камера реле времени заполняется маслом необходимой вязкости.

Через отверстия 8 нефть из скважины проникает в пробоотборник и приводит в действие реле времени. Поршень 10 под давлением нефти вытесняет масло из камеры 11 через гидравлическое сопротивление 12 в камеру 13. С поршнем 10 свободно перемещается шток 9. Холостой ход реле времени, необходимый для спуска пробоотборника на заданную глубину, продолжается до тех пор, пока головка штока 9 не дойдет до хвостовика форклапана 7. Скорость движения поршня 10 и, соответственно, продолжительность холостого хода регулируются вязкостью масла в камере 11. При дальнейшем движении вниз шток 9 потянет за собой форклапан 7, который выйдет со своего посадочного места и откроет вход в приемную камеру 4. Нефть из скважины, поступая через отверстия 8, отожмет клапан 6 и проникнет в приемную камеру. Под действием давления нефти поршень 5 будет продвигаться, вытесняя воздух из приемной камеры в балластную 2. Наличие гидравлического сопротивления 3 замедляет движение поршня и поэтому на входе в пробоотборник нет большого перепада давления, способного вызвать разгазирование нефти. Когда поршень 5 дойдет до крайнего положения и вся приемная камера заполнится нефтью, клапан 6 под действием пружины закроется. Пробоотборник комплектуется тремя сменными приемными камерами, что позволяет при использовании одного гидравлического реле времени отобрать три пробы нефти.

Отобранные пробы нефти переводятся в специальные контейнеры или транспортируются в лаборатории в корпусе пробоотборника.

Рис. 3.4. Пробоотборники ПД-ЗМ (а)

а - 1 - корпус; 2 - часовой механизм;

3 - ходовой винт;

4 - - валик; 5 - рычаг; 6 - шток верхнего клапана; 7 - верхний клапан; 8 - игла; 9 - шарики; 10 - муфта;

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

Методы отбора проб

Petroleum and petroleum products. Methods of sampling

Дата введения 2014-03-01

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0-2015 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2-2015 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены"

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным унитарным предприятием "Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии" (ФГУП "ВНИИР")

2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 24 октября 2012 г. N 52)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97

Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97

Сокращенное наименование национального органа по стандартизации

Минэкономики Республики Армения

Госстандарт Республики Беларусь

Госстандарт Республики Казахстан

6 Издание (август 2018 г.) с Изменением N 1 (ИУС 6-2018), Поправками* (ИУС 10-2014, 3-2016)

* См. ярлык "Примечания".

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает методы отбора проб нефти и нефтепродуктов из резервуаров, подземных хранилищ, нефтеналивных судов, железнодорожных и автомобильных цистерн, трубопроводов, бочек, бидонов и других средств хранения и транспортирования.

Настоящий стандарт не распространяется на сжиженные газы и нефтяной кокс замедленного коксования.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:

ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.4.010-75 Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты. Рукавицы специальные. Технические условия

ГОСТ 12.4.034-2017 Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты органов дыхания. Классификация и маркировка

ГОСТ 12.4.111-82* Система стандартов безопасности труда. Костюмы мужские для защиты от нефти и нефтепродуктов. Технические условия

* На территории Российской Федерации действует ГОСТ 12.4.310-2016 "Система стандартов безопасности труда. Одежда специальная для защиты работающих от воздействия нефти и нефтепродуктов. Технические требования".

ГОСТ 12.4.112-82* Система стандартов безопасности труда. Костюмы женские для защиты от нефти и нефтепродуктов. Технические условия

ГОСТ 12.4.124-83 Система стандартов безопасности труда. Средства защиты от статического электричества. Общие технические требования

ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99) Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров

ГОСТ 13196-93 Устройства автоматизации резервуарных парков. Средства измерения уровня и отбора проб нефти и нефтепродуктов. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ 14921-78 Газы углеводородные сжиженные. Методы отбора проб

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

Раздел 2. (Измененная редакция, Изм. N 1).

3 Аппаратура

3.1 Для отбора проб нефти и нефтепродуктов применяют пробоотборники, указанные в таблице 1 и приложении А.

Характеристика нефти и нефтепродуктов

Хранилище, транспортное средство, тара

Аппаратура и инструмент для отбора проб

Нефтепродукты с давлением насыщенных паров 100 кПа (750 мм рт.ст.) и выше по ГОСТ 1756

Резервуары для хранения нефтепродуктов с повышенным давлением насыщенных паров, нефтеналивные суда, железнодорожные и автомобильные цистерны

Стационарные и переносные пробоотборники, позволяющие проводить герметичный отбор проб и обеспечивающие сохранность качества пробы

Пробоотборники типа ПГО по ГОСТ 14921 и другие пробоотборные сосуды под давлением

Нефть и нефтепродукты с давлением насыщенных паров ниже 100 кПа (750 мм рт.ст.) по ГОСТ 1756

Резервуары вертикальные цилиндрические, прямоугольные (постоянного сечения по высоте)

- сниженный порционный с клапанами по ГОСТ 13196;

- с перфорированной заборной трубкой (см. рисунок А.1);

- для отбора точечных проб с трех уровней (см. рисунок А.2);

- краны на различных уровнях по высоте стенки резервуара (только для нефти).

- бутылка в металлическом каркасе (рисунок А.6);

Нефть и нефтепродукты с давлением насыщенных паров ниже 100 кПа (750 мм рт.ст.) по ГОСТ 1756

Подземные хранилища в отложениях каменной соли, сооружаемые методом выщелачивания

Пробоотборные краны, установленные на продуктопроводе в оголовке подземного хранилища

Подземные хранилища шахтного типа, сооружаемые в горных породах с положительной и отрицательной температурой; ледогрунтовые хранилища

Переносные пробоотборники (рисунок А.3) и бутылка в металлическом каркасе (рисунок А.6)

Нефтеналивные суда, железнодорожные и автомобильные цистерны, резервуары траншейного типа и горизонтальные цилиндрические

Переносные пробоотборники, рекомендуемые для отбора проб из вертикальных цилиндрических и прямоугольных резервуаров

Нефть и нефтепродукты с давлением насыщенных паров ниже 100 кПа (750 мм рт.ст.) по ГОСТ 1756

Автоматические или ручные пробоотборники для отбора проб из трубопровода

Бочки, бидоны, бутылки, банки

Стеклянные и металлические трубки, дюритовые шланги диаметром 9-12 мм

Бочки, бидоны, барабаны, банки и др.

Щупы: винтообразный (рисунок А.9), с продольным вырезом (рисунок А.10), поршневой (рисунок А.11), прямой без выреза (рисунок А.12)

Твердые плавкие и неплавкие нефтепродукты

Бочки, ящики, мешки, вагоны для нефтебитума

Ножи, черпаки, лопаты, долота, зубила, колуны, топоры

Мешки, пакеты, контейнеры

3.2 Переносные пробоотборники для отбора проб нефти и жидких нефтепродуктов с заданного уровня должны иметь крышки или пробки, обеспечивающие их герметичность и легко открывающиеся на заданном уровне.

3.3 Масса переносного пробоотборника должна быть достаточной, чтобы обеспечить его погружение в нефть или нефтепродукт.

3.4 Пробоотборник осматривают перед каждым отбором пробы. На нем не должно быть трещин. Пробки, крышки, прокладки не должны иметь дефектов, нарушающих герметичность пробоотборника.

Переносные пробоотборники, пробосборники, пробоприемники, трубки, щупы и т.д. перед отбором проб нефти и нефтепродуктов должны быть чистыми и сухими.

Инвентарь для отбора и хранения проб жидких нефтепродуктов после применения следует обработать моющим веществом или сполоснуть неэтилированным бензином; инвентарь для отбора и хранения проб нефти и мазеобразных нефтепродуктов после промывки растворителем следует промыть горячей водой до полного удаления остатков нефтепродуктов. Промытый инвентарь необходимо высушить и хранить в защищенном от пыли и атмосферных осадков месте.

Во избежание загрязнения переносные пробоотборники переносят в чехлах, футлярах или другой упаковке.

3.5 Пробоотборник ручного отбора проб из трубопровода должен содержать следующие основные узлы:

- пробозаборное устройство (рисунки А.14, А.15, А.15.1 и А.15.2);

Параметры пробозаборных трубок щелевого типа приведены в приложении Б.

3.5.1 Конструкция пробозаборного устройства должна быть достаточно прочной, чтобы выдерживать изгибающие моменты под влиянием максимальной скорости потока в трубопроводе, противостоять вибрации, а также создавать минимальное возмущение потока в трубопроводе.

3.5.2 Диаметр пробозаборной трубки, если пробозаборное устройство состоит из одной трубки, или наименьший диаметр пробозаборной трубки, если пробозаборное устройство состоит из нескольких трубок, должен быть:

- 6 мм - при кинематической вязкости пробы до 15 мм/с (15 сСт) при температуре 20°С;

- 12 мм - при кинематической вязкости пробы, равной и выше 15 мм/с (15 сСт) при температуре 20°С.

Для обеспечения нормального режима работы насоса в контуре отбора проб диаметр пробозаборной трубки может быть увеличен.

3.5.3 В зависимости от привода запорного устройства применяют автоматические и ручные пробоотборники.

В ручном пробоотборнике запорное устройство представляет собой кран, служащий для перепуска пробы через пробозаборное устройство в пробосборник и приводимый в действие вручную.

3.5.4 В качестве пробосборника, предназначенного для накопления объединенной пробы при автоматическом отборе пробы, применяют сосуды под давлением (закрытые) и атмосферные сосуды (открытые) в зависимости от видов отбираемых нефти или нефтепродукта или выполняемого анализа.

3.5.4.1 Применяют сосуды под давлением трех видов:

1-го - с выравненным давлением (рисунок А.16);

2-го - с накоплением пробы вытеснением заполняющего их водного насыщенного раствора хлористого натрия (рассола);

Современное проектирование разработки нефтяных месторождений, основанное на гидродинамическом и геологическом моделировании пластовых систем, невозможно без знания пластовой нефти. Наиболее достоверную информацию о свойствах нефти в пластовых условиях дают исследования представительных глубинных проб. Отбор представительных глубинных проб пластовой нефти из скважины возможен только при превышении забойного давления над давлением насыщения, так как нефть, поступившая из пласта в скважину в интервале определенных глубин, находится в однофазном состоянии и ее компонентный состав соответствует пластовой нефти. В случае нефонтанирующего (непереливающего) притока нефть в скважине в интервале определенных глубин может находиться в однофазном состоянии. В статье описано решение по отбору представительных глубинных проб пластовой нефти из непереливающих притоков. Применение такого способа позволит решить проблему достоверной идентификации свойств нефти в пластовых термобарических
условиях.

Ключевые слова: пластовая нефть, PVT-свойства, отбор проб, глубинная проба нефти, пластовый флюид, пластовое давление, забойное давление, давление насыщения пластовой нефти, фонтанный приток, непереливающий приток нефти в скважину

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2018, no. 4(10), pp. 22-27

Keywords: reservoir oil, PVT-properties, sampling, subsurface oil sample, reservoir fluid, formation pressure, bot- tomhole pressure, bubble-point pressure of reservoir oil, transfusing oil inflow, non-transfusing oil inflow into the well

The aim of bottomhole sampling is to obtain a small volume of fluid, which is identical to the reservoir oil at initial reservoir conditions. The results of study of reservoir oil PVT (abbreviation from Pressure, Volume, Temperature) properties made in the laboratory can then reasonably be applied to identify phase behavior and properties of reser- voir fluids under reservoir conditions. Knowledge of PVT properties of reservoir oil is necessary to estimate of oil ca- pacity, designing of reservoir development and its economic viability. PVT properties of reservoir oil are estimated from: the study of subsurface oil samples; the study of recombined samples from the test separator; mathematical simulation using equation-of-state and empirical correlations. Representative samples of the reservoir oil can be col- lected mainly by subsurface sampling. In cases of extremely tight (low permeable) reservoirs it may be virtually im- possible to get sufficient flow rate to lift the liquids without excessive pressure draw-down and corresponding de- gassing of reservoir oil at bottomhole conditions. This article deals with on technical and technological solution of sub- surface oil sampling when an oil not flow to surface. The use of such a method will help to solve the problem of reli- able identification of the reservoir oil properties at reservoir conditions.

В настоящее время в связи с усложнением структуры запасов углеводородов и возрастающей сложностью геолого-разведочных работ все большую актуальность приобретают задачи повышения точности и достоверности результатов измерений параметров пластовых систем, используемых при оценке запасов и проектировании разработки месторождений. Обоснование компонентного состава и PVT-свойств пластовой нефти, полученных при анализе ее глубинных проб, является одним из важнейших условий повышения достоверности подсчета запасов и эффективности разработки месторождений (Протокол МПР № 11-17/0044-пр. от 03.04.07 г.) .

Наиболее достоверные данные о свойствах пластовых нефтей в условиях их залегания получают по результатам лабораторных исследований глубинных проб, которые согласно общепринятой практике отбираются на фонтанных притоках (РД 153-39.0-109-01). Это в значительной мере ограничивает возможности изучения PVT-свойств пластовой нефти залежей, а залежи с трудноизвлекаемыми запасами и нефонтанными притоками нередко вообще не представлены глубинными пробами.

Традиционно при испытании скважин в колонне глубинные пробы пластовой нефти отбирают на фонтанирующих объектах в интервале глубин, отвечающих условию: забойное давление pзаб больше давления насыщения pнас.

Получение таких условий для отбора глубинных проб ограничено рядом факторов:

скважина работает с пластовой водой, которая накапливается в стволе и перекрывает интервал, отвечающий критерию pзаб>pнас;
скважина фонтанирует только при условии выделения газа на забое (газлифт) при pзаб

По статистике на месторождениях Западной Сибири только 30 нефтяных объектов испытаний являются фонтанирующими, и лишь в 70 из них отобранные глубинные пробы пригодны для анализа (кондиционны). С учетом непереливающих нефтяных объектов глубинными пробами представлены 15-20 общего числа объектов.

Для получения качественных глубинных проб пластовой нефти на непереливающем притоке необходимо соблюдение следующих требований:

отбор следует проводить так же, как и на фонтанном притоке при соблюдении условия pзаб>pнас на всем пути движения нефти от пласта к точке отбора и в точке отбора (РД 153–39.);
нефть в точке отбора должна быть безводной (не более 5 воды);
в точке отбора нефти должны быть обеспечены поступление и накопление нефти в объеме, достаточном для получения не менее четырех глубинных проб;
отбор глубинных проб необходимо проводить при постоянном поступлении нефти из пласта в скважину;
дегазированная нефть не должна смешиваться с пластовой нефтью в точке отбора;
в момент отбора глубинной пробы (закрытия пробоотборника) обязательна регистрация pзаб и температуры;
в период накопления нефти в точке отбора необходимо проводить замещения воды нефтью.

В мировой практике испытаний в колонне существует проблема отбора глубинных проб нефти на непереливающих притоках.

Известны способы отбора глубинных проб флюида в эксплуатационной колонне с помощью компоновок пробоотборников со всевозможными клапанами-отсекателями, перекрывателями, запорными клапанами ствола НКТ в компоновке с пакером, перекрывающим затрубное пространство (между НКТ и эксплуатационной колонной). Все способы, описанные ниже, по тем или иным причинам не нашли должного применения.

Указанные способы обладают следующими общими недостатками:

невозможность сохранения нефти в скважине в пластовых условиях на непереливающих притоках при давлении в точке отбора выше давления насыщения; нефть, поступающая в скважину до ее закрытия на регистрацию КВД, может дегазироваться;
скопление нефти, поступившей в полость НКТ до закрытия модуля перекрытия труб, в количестве, недостаточном для получения качественной безводной пробы, прекращения поступления нефти из пласта при перекрытии осевого канала НКТ и затрубного пространства.

После создания депрессии оценивают дебит притока и наличие в нем нефти. По дебиту притока рассчитывают время, не- обходимое для заполнения нефтью НКТ ниже оборудования для отбора проб, и время срабатывания пробоотборника.
На каротажном кабеле спускают компоновку оборудования для отбора проб, состоящую из модуля перекрытия ствола НКТ (например, модуля МГДИ-54 ОАО НПФ «Геофизика) в комплекте с прибором для геофизических исследований скважин (ГИС), пробоотборником и глубинным автономным термоманометром. Компоновку устанавливают на расстоянии 10-15 м от МНП, управлением с поверхности перекрывают ствол НКТ. Таким образом, создают условия накопления и отбора глубинной пробы пластовой нефти из скважины в непосредственной близости от кровли пласта. Через определенный период времени закрывают пробоотборник (отбирают глубинную пробу).

Необходимый результат достигается за счет конструкции МНП пластового флюида, содержащей приемную воронку, трубный корпус, трубный элемент, расположенный внутри корпуса с образованием центрального и кольцевого каналов (рис. 1).

Рис. 1. Муфта направления потока

Приемная воронка 1 муфты соединена с нижним концом корпуса 2 и имеет максимально допустимый наружный размер для перекрытия полости эксплуатационной колонны (с минимально допустимыми зазорами для спуска в колонну). Внутренний трубный элемент 3 в нижней части соединен герметично с корпусом 2, имеет отверстия в верхней части, через которые сообщается через кольцевой канал с трубным корпусом 2.

Трубный корпус 2 имеет в нижней части отверстия, через которые сообщается с затрубным пространством. Система каналов МНП обеспечивает постоянную депрессию на входе в приемную воронку 1, направляя часть потока пластового флюида в полость НКТ (рис. 2).

Рис. 2. Схема поступления нефти в скважину после создания депрессии, спуск компоновки для отбора проб

Через МНП, соединенную с затрубным пространством посредством системы центрального и кольцевого каналов выше места приема потока пластового флюида в муфту, нефть в капельно-струйном виде при малой депрессии отделяют и направляют выше в полость НКТ к пробоотборнику под закрытым устройством перекрытия НКТ (рис. 3). Отделение и накопление нефти обеспечиваются высокой скоростью ее всплытия при относительно малой скорости движения потока через МНП, а также за счет изменения направления движения потока вниз в кольцевом канале муфты, соединенном с затрубным пространством. Скорость всплытия нефти в воде (350 м/ч) кратно превышает скорость движения потока пластовой жидкости внутри эксплуатационной колонны при нефонтанном притоке.

Рис. 3. Схема поступления и накопления нефти ниже закрытого модуля перекрытия НКТ

В таблице приведены скорости движения потока пластовой жидкости (движения уровня) в эксплуатационных колоннах при различных дебитах непереливающего притока, рассчитанные без учета влияния гравитационного всплытия нефти в воде.

Отбор проб предлагаемым способом осуществляется в два этапа.

Вызов притока (см. рис. 2). Низ НКТ 5 оборудуют МНП 6 с приемной воронкой 7. НКТ 5 спускают на глубину 20-30 м от кровли пласта.
Вызывают непереливающий приток свабированием или компрессированием при давлении в точке отбора (на 10-15 м выше МНП 6), превышающем pнас.
Оценивают дебит притока в скважине по стандартной записи кривой восстановления уровня (КВУ) глубинным манометром (по увеличению забойного давления за определенный период) и по внутреннему объему эксплуатационной колонны 8 в интервале роста уровня жидкости 1 определяют дебит скважины.
Далее желонкой отбирают пробу жидкости на уровне в скважине и определяют наличие в притоке нефти.
На каротажном кабеле 2 спускают компоновку для отбора глубинной пробы в составе управляемого с устья скважины модуля (МГДИ-54) перекрытия 3 НКТ и пробоотборника с прибором для проведения каротажа и глубинным манометром 4.
Перед спуском компоновки рассчитывают время, необходимое для заполнения нефтью НКТ ниже модуля перекрытия

где V – внутренний объем 1 м НКТ в интервале от модуля перекрытия до направляющей муфты, м3; Н – высота столба пластовой нефти, необходимая для отбора качественной глубинной пробы, м; k – коэффициент запаса, учитывающий долю потока нефти в потоке, поступающей в полость НКТ, принят условно равным 5 (20 всего потока; величина подлежит проверке на практике и корректировке); 24 – коэффициент перевода м3/сут в м3/ч; q – дебит притока, м3/сут.
Накопление нефти и отбор глубинной пробы (рис. 3). Нефть под давлением равномерно всплывает в виде струйно-капельной жидкости по трубному и затрубному пространству, так как площади сечения приемной воронки 7 муфты 6 и эксплуатационной колонны 8 примерно равны. Создают условия накопления нефти в точке отбора глубинной пробы. Для этого на каротажном тросе 2 спускают оборудование 3 для перекрытия ствола НКТ 5 и программируемый пробоотборник 4, устанавливая его на 10–15 м выше МНП 6.
Перекрывают ствол НКТ 5 закрытием модуля перекрытия 3. Накапливают нефть в полости 9 НКТ ниже модуля перекрытия с контролем замещения воды нефтью по влагомеру.
Движение нефти в воронку 7 из затрубного пространства 1 поддерживает депрессия через систему каналов МНП 6.
При прохождении потока через муфту 6 за счет кратного превышения скорости всплытия нефти над скоростью потока и конструкции МНП 6 пластовая нефть отделяется и накапливается под модулем перекрытия 3 НКТ в расчетный период времени Тn.
Глубинную пробу в точке накопления нефти ниже модуля перекрытия 3 программируемым пробоотборником 4 отбирают через определенное (расчетное) время с фиксацией забойного давления и температуры в этой точке термоманометром.
Модуль перекрытия 3 НКТ поднимают совместно с глубинным пробоотборником 4 на поверхность, разрядкой оценивают качество глубинной пробы пластовой нефти. Далее повторяют все операции по спуску вставного оборудования с целью отбора необходимого числа глубинных проб (как правило, не менее трех) (СТО РМНТК 15339.2-002-2003).

Для создания условий накопления нефти в НКТ на непереливающем притоке (при сниженном уровне) был использован модуль, перекрывший полость НКТ на 40 м выше пласта, где рзаб больше рнас на 5,6 МПа.

Поддержание депрессии в пласте осуществлялось через МНП, размещенную на НКТ вместо воронки и сообщающуюся в верхней части с затрубным пространством. В нижней части МНП была размещена направляющая воронка, перекрывающая значительную часть эксплуатационной колонны. Это обеспечило поступление нефти и направление ее в полость НКТ ниже модуля перекрытия ствола НКТ для накопления.

Глубинные пробы отбирали управляемым по таймеру пробоотборником, установленным в компоновке ниже модуля перекрытия НКТ.

Рис. 4. Запись влагометрии (ВГД) и барометрии в остановленной скважине при замещении воды нефтью на глубине отбора

Заполнение НКТ нефтью в точке отбора контролировалось по влагомеру (рис. 4). Условия отбора проб (давление и температура) записывались комплексным геофизическим прибором, также установленным ниже модуля (рис. 4). Все пробы представлены пластовой нефтью, характерной для данного пласта.

Предлагаемый способ отбора проб пластовой нефти имеет следующие преимущества:

отсутствует необходимость выводить скважину на режим фонтанирования;
возможен отбор кондиционной глубинной пробы при получении смешанного притока: нефть с пластовой водой, пластовая вода с пленкой нефти;
выше качество отобранных глубинных проб (снижение общего числа некондиционных проб с 33 до 10 по объектам с фонтанным притоком по оценке автора изобретения [1] );
при использовании пакера в компоновке НКТ после отбора глубинных проб возможно совмещение испытаний, гидродинамических и исследований скважин (при отборе проб пакер не используется).

Главное преимущество технологии отбора глубинных проб нефти на непереливающем притоке заключается в возможности отбора кондиционных проб практически на всех нефтяных притоках, что позволяет значительно увеличить охарактеризованность глубинными пробами нефтяных объектов.

Итак, с одной стороны, мы имеем чрезвычайный полиморфизм нефтепродуктов, а с другой, необходимость их унифицированности, стандартизованности при использовании — ведь механизмам, потребляющим топливо, масла, смазки требуются вещества с достаточно жестко регламентируемым составом. Это заставляет постоянно совершенствовать отбор проб нефтепродуктов и их последующий анализ.

Какие шаги предпринимаются на пути к этому совершенствованию? Во-первых, разрабатываются новые методики. Во-вторых, ужесточаются стандарты. Ну и, в-третьих, постоянно повышается уровень производимого оборудования для отбора проб. Кстати, о последнем пункте.

Инструкция по отбору проб нефтепродуктов и другие нормативные документы: приходим к общему знаменателю в пробоотборе

Для того чтобы упорядочить процесс контроля за качеством нефти и нефтепродуктов разработан целый ряд нормативных документов. Одним из таких документов является инструкция по контролю и обеспечению сохранения качества нефтепродуктов в организациях нефтепродуктообеспечения, утвержденная приказом министерства энергетики Российской Федерации 20 июня 2003 г. Данная инструкция обеспечивает единство требований к проведению работ по контролю, а также к обеспечению сохранения качества нефтепродуктов как при приеме, хранении и транспортировании, так и при отпуске в организациях нефтепродуктообеспечения. Требования данного документа касаются отбора проб нефти и нефтепродуктов любого вида: жидких нефтяных топлив, масел, смазок и технических жидкостей, выпускаемых по стандартам или же техническим условиям.

Инструкции регламентирует все виды анализа нефтепродуктов и особенности пробоподготовки к ним. Все лабораторные испытания по оценке соответствия качества контрольных проб нефтепродукта требованиям нормативных документов, приводящиеся в условиях лабораторий с использованием стандартных методов испытаний и по установленному в процессе аккредитации перечню основных показателей качества, должны проводиться строго регламентировано.

Методы отбора проб нефтепродуктов зависят от цели анализа, которому будут подвергаться в последующем образцы. Проба может быть донной — это точечная проба (т. е. отобранная за один прием), взятая со дна резервуара (либо емкости транспортного средства). Для ее отбора используются переносные металлические пробоотборники для нефтепродуктов, которые опускаются до дна резервуара (либо другой емкости). Донная проба не включается в объединенную пробу — это следующий вид проб — проба нефтепродукта, которая составляется из нескольких точечных, отобранных в специальном порядке и объединенных в необходимом соотношении.

Существует понятие контрольной пробы, которая является частью точечной или же объединенной пробы, используется такая проба для выполнения анализа в рамках проведения контроля точности испытаний нефтепродуктов. Имеется в виду совокупность организационных мероприятий, средств, а также методов испытаний, методов контроля точности испытаний, объектов контроля, объединенных одной целью — обеспечение единства всех измерений и единства метрологических характеристик всего спектра методов испытаний. Частным примером контрольной пробы является арбитражная. В этом случае отбор проб нефти и нефтепродуктов необходим для проведения арбитражного анализа — для установления соответствия качества нефтепродукта обязательным требованиям нормативных документов. Притом установление данного соответствия проводится в независимой лаборатории в случае возникновения каких-либо разногласий в оценке качества нефтепродукта между потребителем и поставщиком. Лаборатория обязательно выбирается по согласованию обеих заинтересованных сторон. В инструкции также прописано, что во время проведения арбитражного анализа допускается присутствие как той, так и другой заинтересованной стороны.

Следующим нормативным документом, регламентирующим пробоотбор и анализ нефти и нефтепродуктов является ГОСТ. Отбор проб нефтепродуктов ручным способом описан в стандарте от 2011 года (Нефть и нефтепродукты. Методы ручного отбора проб. ГОСТ Р 52659-2006). Кроме описанных выше типов проб, в нем выделяется и целый ряд других. Проба, составленная из нескольких проб, взятых со всех без исключения уровней жидкости (или средняя проба из всех слоев жидкости). Промежуточная проба — это точечная проба, взятая открывающимся пробоотборником с уровня на 10 см (или 4 дюйма) ниже сливного отверстия резервуара. Композитная проба — смесь точечных, смешанных строго пропорционально объемам нефтепродукта, из которых и были получены точечные пробы. Стержневая проба — проба сквозного участка нефтепродукта, взятого на заданной оператором высоте резервуара. Ковшовая проба — получается путем помещения ковша либо другого собирающего сосуда для отбора на участке свободно вытекающего потока нефтепродукта. Дренажная проба — из резервуара для хранения, забирается через дренажный кран. Проба плавающей крыши, проба, отобранная совком, пластичная проба для мазеобразного или полужидкого продукта и другие. Данный стандарт предназначается для ручного отбора представительных проб, как нефти, так и нефтепродуктов в жидком, полужидком либо твердом состоянии, с давлением паров при условиях отбора менее 101 кПа. Он описывает все тонкости забора, в том числе и требования к контейнерам для перевозки проб. Например, стеклянные бутылки для проб нефтепродуктов, по описанию стандарта должны быть чистыми, прозрачными (проверенными на чистоту визуально), что позволяют осуществить визуальную проверку на мутность, возникающую из-за присутствия либо свободной воды, либо твердых загрязнений.

Наша компания ВСЕГДА работает только с лицензированной продукцией, имеющей сертификаты, соответствующей ГОСТам. Поэтому, если вы хотите, чтобы ваш пробоотбор осуществлялся по всем правилам, то вам к нам!

Читайте также: