Нефть. Отбор проб пластовых флюидов (стр. 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.