Нефть. Отбор проб пластовых флюидов (стр. 3 )

3.2.3 Закрыть запорный клапан испытателя пластов, герметизируя глубинный пробоотборник.

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

3.2.5 После извлечения пробоотборника из скважины определить качество отобранной глубинной пробы.

3.2.6 Перевести в полном объеме отобранную пробу, предварительно приведенную в однофазное состояние, из пробоотборника в контейнеры для дальнейшей транспортировки.

3.2.7 Заполнить таблицу перевода глубинной пробы в контейнеры (приложение Б (2)), в бланк результатов испытания занести номера контейнеров и условия перевода, заполнить сопроводительные этикетки.

3.2.8 В связи с тем, что качество глубинной пробы, взятой пробоотборником при испытании объекта, не гарантировано, необходимо в дополнение к глубинной пробе отбирать пробы нефти и газа на рекомбинацию при работе скважины на режиме.

3.3. Отбор проб нефти и газа для рекомбинирования модели пластовой нефти.

3.3.1 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.

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

3.3.3 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.

3.3.4 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).

3.3.5 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.

3.3.6 В дневник исследования заносятся номера контейнеров и баллонов с отобранными пробами, условия отбора с указанием барометрического давления и температуры окружающей среды, дата отбора. Заполняются сопроводительные этикетки (приложения А (2), Б (2)).

3.3.7 Проверка герметичности контейнеров и баллонов, подготовка их к транспортировке.

3.4 Поверхностные пробы продукции скважины.

3.4.1 На каждом режиме работы скважины при 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.

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

3.4.3 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.

3.4.4 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.

____________________________________________________________________

*) При отсутствии поршневых контейнеров допускаются к применению контейнеры типа КЖ-3 или КЖ-5

3.4.4.1 Бутылки закупорить резиновыми или пластмассовыми пробками, предварительно тщательно вымытыми и ополоснутыми исследуемой водой.

3.4.4.2 Бутылки с отобранными пробами пластовой воды снабдить этикетками, заполненными по форме приложения.

3.4.4.3 На месте отбора пробы определить температуру воды и рН.

3.4.4.4 Анализ неустойчивых компонентов – карбонат-иона, гидрокарбонат-иона выполнить без предварительной обработки воды не позднее чем через 2 часа после отбора пробы.

3.4.4.5 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. Копию вместе с пробами передать в лабораторию для дальнейших исследований (приложение В).

3.4.4.6 Пробы пластовой воды при хранении и транспортировании предохранять от воздействия прямых солнечных лучей, замерзания и нагрева. Транспортировать и хранить при температуре 3 ÷ 5 оС не более 2-х суток после отбора проб.

3.4.4.7 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.

3.4.5 Все емкости с отобранными пробами снабдить этикетками (приложение В) с указанием места и условий отбора, барометрического давления и температуры окружающей среды, даты отбора, исполнителя.

4 ОТБОР ПРОБ ИЗ ВОДЯНЫХ СКВАЖИН

4.1 Отбор глубинных проб.

4.1.1 Глубинные пробы пластовой воды отбираются 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.

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

4.1.3 Каждая глубинная проба после подъема дегазируется путем постепенного снижения давления в пробоотборнике с замером объемов выделившегося газа и дегазированной воды (согласно п. 6) и отбором проб газа и воды (согласно п. п. 2.4.4.) для последующих лабораторных исследований.

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

4.2.1 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.

4.2.2 Замерить объем дегазированной воды, провести оперативный анализ и отобрать пробы для последующих лабораторных исследований согласно п. п. 3.4.4.

4.3 Занести в дневник исследований или в бланк результатов испытаний объекта (приложение А) время и условия отбора глубинных проб, условия разгазирования (температуру окружающей среды и барометрическое давление), объемы газа и воды, заполнить сопроводительные этикетки (приложение В).

4.4 Отбор проб из переливающей скважины.

4.4.1 На режиме испытания, после отработки скважины до чистой продукции, отобрать пробы газа и воды согласно п. п. 3.4.3., 3.4.4.

4.4.2 При необходимости проведения лабораторных исследований при пластовых условиях отобрать глубинные пробы в количестве 3÷4 пробоотборников в зоне кровли пласта, замерить давление и температуру в точке отбора проб.

5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ДАВЛЕНИЯ

ОТОБРАННОЙ ГЛУБИННОЙ ПРОБЫ НЕФТИ

5.1 Выдержать приемные камеры для выравнивания температуры отобранных проб с температурой окружающей среды.

5.2 Навернуть нижнюю переводную головку с приоткрытым вентилем на приемную камеру, предварительно заполнив полость над клапаном соленой водой. Воздух и излишки воды выпустить через вентиль переводной головки. Вентиль закрыть.

При выполнении операций необходимо строго соблюдать меры предосторожности для предотвращения попадания воздуха в пробу.

5.3 Переводную головку подсоединить капилляром высокого давления к жидкостному насосу с контрольным манометром. Систему «насос-капилляр» заполнить соленой водой. Пробоотборник закрепить вертикально, переводной головкой вниз.

5.4 Поднять давление в системе «насос-капилляр» до величины 0,5 Рпл. Проверить герметичность соединений.

5.5 Плавно открыть вентиль переводной головки. Штоком переводной головки приподнять клапан приемной камеры пробоотборника. Давление, зафиксированное манометром, и будет давлением отобранной пробы при температуре окружающей среды.

Примечание: на практике можно ориентировочно считать, что снижение температуры пробы на 1оС понижает давление на (0,2 ÷ 2,5 ат).

Пробы считаются идентичными, если расхождение величин давлений в пробах, отобранных с одной глубины, не превышает 5 %.

5.6 Обратным ходом штока переводной головки до упора посадить клапан приемной камеры на место. Снизить давление в системе «насос-капилляр-переводная головка» до атмосферного. Отсоединить приемную камеру от переводной головки.

5.7 Проверить герметичность приемных камер с отобранными пробами, снабдить их этикетками по форме приложения Б (2) и подготовить к транспортировке.

5.8 Результаты определения величин давлений отобранных проб занести в протокол проверки качества глубинных проб (приложение Б (1)).

6 РАЗГАЗИРОВАНИЕ ГЛУБИННОЙ ПРОБЫ НЕФТИ

6.1 Для ориентировочного определения величины газосодержания, для отбора проб растворенного газа (при необходимости), для выяснения наличия свободной воды в точке отбора пробы глубинная проба нефти, или воды из водяной скважины, дегазируется путем снижения давления в приемной камере пробоотборника и перевода свободно выделяющегося газа через переводную головку по шлангу непосредственно в приемную колбу. Схема разгазирования приведена на рис. 6.1.

6.2 Объем приемной камеры глубинного пробоотборника должен быть замерен предварительно при нормальных условиях.

6.3 Приемная колба тарируется для определения объема выделившегося газа. Если в качестве приемной колбы используются бутылки емкостью 0,5 литра, то каждая из них должна иметь четкую метку на объеме 0,5 литра. Одна из бутылок должна иметь более полную шкалу тарировки по объему.