Стандарт организации
|
Скачать 388.74 Kb.
|
1 УСЛОВИЯ ОТБОРА ГЛУБИННЫХ ПРОБ ФЛЮИДОВВыбор 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.
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. 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);
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. 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. 6.4 Все операции по разгазированию пробы проводить только после замера давления в приемной камере. 6.5 На приемную камеру I (рис. 6.1) с отобранной глубинной пробой навернуть переводную головку 2. Толкателем 3 плавно вскрыть камеру, сдвинув клапан. Если необходимо отбирать пробы газа на анализ по определению его состава, то образующуюся внутри переводной головки полость тщательно вакуумировать через вентиль 4. По окончании вакуумирования вентиль 4 закрыть и только после этого вскрыть камеру.  6 4 5    7  3   1 2  Рисунок 6.1 - Схема отбора газа из глубинного пробоотборника 1 - приемная камера пробоотборника, 2 - переводная головка, 3 - толкатель, 4 - вентиль, 5 - шланг, 6 – приемная колба, 7 – вспомогательный сосуд 6.6 Вспомогательный сосуд 7 и приемную колбу 6 заполнить соленой водой (использовать насыщенной раствор). Колбу 6 поместить в сосуде 7 вниз горлом. Наличие в колбе 6 пузырьков воздуха недопустимо. 6.7 Шланг 5 заполнить соленой водой, надеть на штуцер вентиля 4, другим концом ввести в приемную колбу до ее дна. Наличие пузырьков воздуха в шланге и приемной колбе недопустимо. 6.8 Пробоотборник закрепить вертикально, переводной головкой вверх. Плавно приоткрывая вентиль 4, перевести весь выделяющийся газ в приемную колбу до калибровочной метки, по мере надобности меняя приемные колбы (бутылки). Для более полного выделения газа из пробы рекомендуется слегка постукивать по корпусу пробоотборника. Колбу с отобранным газом и оставшейся невытесненной водой плотно закрыть пробкой, если проба отправляется на анализ в лабораторию. Хранить и транспортировать колбу (бутылку) с пробой газа в вертикальном положении пробкой вниз. 6.9 Замерить объем выделившегося газа и объем дегазированной нефти, слив ее из приемной камеры пробоотборника в прозрачную мерную емкость и дав отстояться для определения (замера, если необходимо) свободной воды в пробе. При разгазировании глубинной пробы пластовой воды необходимо соблюдать порядок, указанный в п.п. 6.4 ÷ 6.8. 6.10 Результаты разгазирования контрольной пробы занести в сопроводительные этикетки к глубинным пробам с этой же точки отбора. 7 ПЕРЕВОД ПРОБЫ НЕФТИ ИЗ ГЛУБИННОГО ПРОБООТБОРНИКА В КОНТЕЙНЕР 7.1 Перевод отобранной глубинной пробы из пробоотборника в транспортный контейнер осуществляется в случаях, когда отбор пробы произведен глубинным пробоотборником, входящим в комплект испытателя пластов, либо при необходимости освободить автономный глубинный пробоотборник для производства последующих отборов. Схема перевода приведена на рисунке 7.1. 7.2 Операции по переводу пробы осуществлять с предосторожностями, исключающими потери компонентов отобранной пробы и попадание воздуха в пробу. 7.3 Глубинный пробоотборник 1 (рис. 7.1), закрепленный на качалке, нижним вентилем 3 соединить с насосом (или ручным прессом) высокого давления 12 капиллярной линией 11, предварительно заполненной соленой водой. 7.4 Насосом 12 поднять давление в капиллярной линии 11 до величины 0,5 Рпл. Открыть вентиль 3. Давление в системе «насос-пробоотборник», зафиксированное манометром, будет давлением отобранной глубинной пробы при температуре окружающей среды. Величину давления и температуры зафиксировать в протоколе приложения Б (2).  Рисунок 7.1 - Схема подсоединения контейнеров к глубинному пробоотборнику для перевода пробы 1 – глубинный пробоотборник, 2 ÷ 7 - вентили, 8 – контейнеры КЖ, 9 ÷ 11 – капиллярные линии, 12 – насос жидкостной высокого давления, 13 – мерный сосуд, 14 – манифольд. 7.5 Поднять давление до 26-28 МПа. Пробоотборник раскачивать для перемешивания пробы и ускорения растворения в нефти выделившегося газа, поддерживая давление на заданном уровне. Если пластовая нефть содержит парафины, то пробоотборник следует прогреть до температуры 50-80оС, но не выше пластовой. 7.6 После растворения газа, что фиксируется по прекращению падения давления по манометру в процессе перемешивания, зафиксировать пробоотборник в вертикальном положении и дать отстояться для разделения воды и пробы нефти. 7.7 Собрать «гирлянду» контейнеров 8, закрепив каждый вертикально. В протоколе перевода глубинной пробы в контейнер (приложение Б (2)) зафиксировать положение контейнеров № «верхний», № «средний», № «нижний». Суммарный объем последовательно соединенных контейнеров должен быть не меньше объема камеры пробоотборника. Контейнеры 8, капиллярные линии 10, 9, манифольд 14 (вентили 4,5 и контрольный манометр) заполнить соленой водой через нижний вентиль 7, удалить воздух из системы полностью. Закрыть нижний вентиль 7 и все остальные вентили (4, 5, 6, 7). 7.8 Всю «гирлянду» соединить капиллярной линией 9 с верхним штуцером 2 пробоотборника и плавно открывая вентили 2, 4, 6, выравнять давление в контейнерах и пробоотборнике. Насос 12 работает на поддержание давления (26 ÷ 28 МПа) весь период перевода пробы. 7.9 Приоткрывая нижний вентиль 7 «гирлянды» контейнеров и выпуская воду с поддержанием давления перевода, перевести всю отобранную глубинную пробу в контейнеры, контролируя объем переводимой пробы по мерному сосуду 13. По окончании перевода закрыть нижний вентиль 7 «гирлянды». 7.10 Закрыть все вентили 6, 7 на контейнерах. Снизить давление в пробоотборнике до атмосферного, открыв вентиль 5, либо вентиль на насосе 12. Разобрать «гирлянду» из контейнеров. 7.11 Проверить герметичность контейнеров, вентили закрыть предохранительными колпаками, подготовить к транспортировке, заполнить сопроводительные этикетки. 8. ОТБОР ПРОБ НЕФТИ ИЗ СЕПАРАТОРА ПОД ДАВЛЕНИЕМ 8.1 Схема отбора пробы нефти из сепаратора приведена на рисунке 8.1. 8.2 Контейнер 8, закрепленный вертикально, через верхний вентиль 6 контейнера, манифольд 12 с контрольным манометром и вентилями 4, 5, капиллярными линиями высокого давления 9, 10 соединяется с вентилем 2 газовой части сепаратора 1. 8.3 Плавно приоткрывая вентиль 2, заполнить контейнер газом под давлением. Вентиль 5 закрыт. Нижний вентиль 7 контейнера приоткрыть, что обеспечит удаление воздуха из контейнера и замещение его газом. После продувки контейнера газом вентиль 7 закрыть, выровнять давление в контейнере и сепараторе, закрыть вентили 2, 4. 8.4 Отсоединиться от газовой линии, а нижний вентиль 7 контейнера соединить капиллярной линией 11 с вентилем 3 нефтяной части сепаратора, продув капиллярную линию 11 газом из контейнера для удаления воздуха. Контейнер закрепить вертикально. 8.5 Плавно открыть вентили 3, 7. Поддерживая давление, заполнить контейнер нефтью, выпуская постепенно газ, а затем и нефть в объеме около 0,5 литра через вентили 6,5. 8.6 Закрыть вентиль 5, выровнять давление в сепараторе и в контейнере, дать выдержку для выравнивания температуры отобранной пробы с температурой окружающей среды. Закрыть поочередно вентили 6, 7, 3. Плавно открыть вентиль 5, снижая давление до атмосферного в капиллярных линиях 9, 10 и манометре.  12 Рисунок 8.1 - Схема подсоединения контейнера к сепаратору для отбора жидкой фазы под давлением. 1 – сепаратор, 2 ÷ 7 – вентили, 5 – вентиль сброса, 8 – контейнер КЖ, 9 ÷ 11 – капилляры, 12 – манифольд. 8.7 Отсоединить контейнер, проверить его герметичность, вентили контейнера закрыть предохранительными колпаками, подготовить к транспортировке. 8.8 Занести в дневник исследования номера контейнеров с отобранными пробами, условия отбора, дату. Заполнить сопроводительные этикетки. 9 ОТБОР ПРОБ ГАЗА ПОД ДАВЛЕНИЕМ 9.1 Пробы газа, содержащие конденсирующиеся углеводороды, отбирают в сухие и чистые пробоотборники с соблюдением мер, предупреждающих конденсацию фракций в процессе отбора. 9.2 Для предотвращения конденсации пробы газа температура пробоотборной линии и контейнера (температура окружающей среды) должна быть не ниже температуры отбираемого газа. 9.3 Заполняют пробоотборники (контейнеры или баллоны) способом сухой продувки до давления, равного давлению в точке отбора при условии равенства температуры отобранного газа с температурой окружающей среды. 9.4 Выходной конец пробоотборной линии (капиллярную линию высокого давления 9, см. рис. 8.1) присоединяют к верхнему вентилю 6 контейнера 8, установленного вертикально. При полностью открытом верхнем 6 и частично открытом нижнем вентиле 7 продувают контейнер в течение 5-10 минут со скоростью газа 2-3 дмз/мин, закрывают нижний вентиль контейнера 7, выравнивают давление в контейнере до давления в месте отбора, закрывают полностью верхний вентиль 6 контейнера 8 и вентиль на пробоотборной линии 2, сбрасывают давление через вентиль 5 и отсоединяют контейнер. Вентиль 3 и капиллярная линия 11 в данной схеме отбора пробы газа не используются. 9.5 Контейнер проверяют на герметичность поочередным погружением вентилей в сосуд с водой или с помощью мыльной пены. Вентили высушивают и по возможности закрывают предохранительными гайками. Пробу маркируют. 9.6 При использовании газовых баллонов с одним вентилем, баллон, установленный наклонно вентилем вниз, 5 ÷ 8 раз заполняется газом до соответствующего давления, который выпускается каждый раз до остаточного давления 3 ÷ 5 кгс/cм2. Такое «полоскание» баллона позволяет удалить из него воздух, после чего отбирается проба газа под давлением, равным давлению в месте отбора. *) 9.7 Проверить герметичность баллона, подготовить его к транспортировке, маркировать. _____________________________________________________________________________ *) При небольшом объеме газового баллона (до 5 литров) рекомендуется предварительное вакуумирование. ПРИЛОЖЕНИЕ А (1) (Обязательное) Месторождение . . Скважина . . . СВЕДЕНИЯ О ПЛАСТЕ И СКВАЖИНЕ Пласт (горизонт) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Геологический возраст . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Порода – коллектор. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Начальное пластовое давление, МПа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Начальная пластовая температура, оС. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Альтитуда скважины, м . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . Глубина скважины, м . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Интервал перфорации, м . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Глубина спуска фонтанного лифта, м . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ... . Диаметр фонтанных труб, мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. Дата ввода в эксплуатацию . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ПРИЛОЖЕНИЕ А (2) (Обязательное) Месторождение . . . Скважина . . . УСЛОВИЯ ОТБОРА ПРОБ НЕФТИ ( ГЛУБИННЫХ / ПОВЕРХНОСТНЫХ ) Дата отбора проб. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Глубина отбора, м . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Давление на глубине отбора, МПа. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Температура на глубине отбора, оС. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . Способ эксплуатации скважины . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Диаметр штуцера, мм. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Забойное давление, МПа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Забойная температура, оС. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . Буферное давление, МПа. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Затрубное давление, МПа. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Температура нефти на устье, оС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Условия сепарации:
ПРИЛОЖЕНИЕ Б (1) (Обязательное) |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Похожие:
 |
Настоящий стандарт организации устанавливает методологию Стандарт организации распространяется на структурные подразделения, включенные в сферу действия системы управления охраной труда... |
|
Утверждено Решением Правления сро ассоциация «Проектные организации... Настоящий Квалификационный стандарт (далее – Стандарт) разработан в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации,... |
 |
1 Организации, в отношении которых применяется стандарт Настоящий стандарт муниципальной услуги «Организация предоставления общедоступного дошкольного образования» (далее Стандарт) разработан... |
|
Стандарт муниципальной услуги Стандарт разработан в соответствии с Федеральным законом Российской Федерации №210-фз от 27. 07. 2010 г. «Об организации предоставления... |
|
Сро «Союзпроект» стандарт организации сто 86621964 003-2017 Характеристики квалификации, необходимой специалистам по организации архитектурно-строительного проектирования |
|
Стандарт оснащения медицинского блока отделения организации медицинской... ... |
|
Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации... Необходимые изменения в настоящий стандарт (вызванные новым опытом противокоррозионной защиты трубопроводов тепловых сетей, внедрением... |
|
Некомерческое партнерство «инновации в электроэнергетике» стандарт организации нп инвэл Разработка стандарта организации выполнена во исполнение Федерального закона от 27 декабря 2002г. №184-фз «О техническом регулировании»... |
|
Стандарт организации Выполнение соединений на болтах с контролируемым натяжением |
|
Стандарт организации Выполнение соединений на болтах с контролируемым натяжением |
|
Некоммерческое партнерство «инновации в электроэнергетике» стандарт организации нп «инвэл» Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. №184-фз «О техническом... |
|
Решением Правления Квалификационный стандарт Саморегулируемой организации «Союз проектировщиков Югры» |
|
Профессиональный стандарт Работник по организации эксплуатации тепломеханического оборудования тепловой электростанции |
|
Профессиональный стандарт Работник по организации эксплуатации электротехнического оборудования тепловой электростанции |
|
Стандарт Порядок организации рабочего места при производстве ремонтно-восстановительных работ с асбестосодержащими материалами |
|
Стандарт организации Дороги автомобильные общего пользования. Тонкослойные покрытия из горячих битумоминеральных смесей. Технология устройства |