§ 17. Приборы для исследования свойств пластовых нефтей

Наиболее достоверные данные о свойствах пластовых жид­костей в условиях их залегания в недрах получают по резуль­татам лабораторных исследований проб, поднятых с забоев скважин с сохранением пластового давления. Для этой цели применяют также специальные методы определения характери­стик пластовой нефти путем их измерения непосредственно на забое скважины. Приближенно параметры пластовой нефти можно определить и расчетными методами.

Нефти, имеющие пластовые свойства, поднимаются с забоя скважин с помощью пробоотборников: проточных, непроточных, комбинированных, одно- и многокамерных. Проточный пробоот­борник спускается в скважину с открытыми клапанами и при движении к забою скважины полость его непрерывно промы­вается восходящим потоком.

В случае высокой вязкости нефти и малого дебита сква­жины замещение смеси, ранее попавшей в пробоотборник, на забойную пробу затрудняется. Поэтому такого типа пробоот­борники целесообразно применять для отбора проб нефти из высокодебитных скважин при малой вязкости нефти.

Непроточные пробоотборники спускаются на забой с закры­тыми клапанами, которые открываются на забое, что позволяет отобрать истинно забойную пробу нефти.

На рис. 111.31 приведена схема простейшего промывного про­боотборника ПД-ЗМ (с открытыми клапанами) с объемом при­емной камеры 800 см³. При подготовке к спуску нижний клапан открывают деревянным штоком, вводимым в отверстие пробо­отборника снизу, а верхний клапан отжимают в нижнее поло­жение через специальное отверстие, имеющееся в теле пробоот­борника. При этом игла 15 верхнего клапана 1 раздвигает ша­рики 6, муфта 7 упирается в них внутренними выступами и нижний клапан 5 остается открытым. Верхний клапан удержи­вается в открытом положении рычагом 3, упирающимся в шток 4 верхнего клапана. При спуске в скважину полость пробоот­борника промывается нефтью. Часовой механизм 10 вращает через валик 11 ходовую гайку 12, соединенную с рычагом 3, который, поворачиваясь вокруг оси, соскальзывает со штока 4, и верхний клапан под действием пружины 14 закрывается В связи с ненадежной работой часового механизма используются раз­личные реле'времени (гидравлические, термометрические, силовые механизмы). При этом игла 15 выходит из шарикового замка, муфта 7 освобождается и нижний -клапан 5 закрывается. Для установки не­обходимой выдержки времени валик при­вода ходовой гайки 12 вращают за фрик­цион, отсчитывая угол поворота по стрелке и шкале времени, в течение которого ры­чаг 3 соскальзывает со штока 4.

Р ис. 111.31. Схема пробоотборника ПД-ЗМ: 1- верхний клапан; 2 - седло верхнего клапана; 3 - рычаг спускного, механизма; 4 - шток верхнего клапана; 5 — нижний клапан; 6 - шарики замка; 7 - муфта замка; 8 - седло нижнего клапана; 9 — пружина; 10 — часовой меха­низм; 11 — валик; 12 — ходовая гайка; 13 — штифт; 14 — пру­жина; 15 — игла верхнего клапана; 16 — втулка замка.

На забое пробоотборник выдерживают с открытыми клапанами в течение 10— 20 мин, чтобы нефть в нем полнее соответ­ствовала пластовой.

Из непроточных пробоотборников се­рийно выпускается прибор конструкции ВНИИ (ВПП-300).

Для увеличения точности определения свойств пластовых нефтей целесообразно отбирать несколько проб из одной и той же скважины. Ускорение трудоемких работ по отбору проб может быть достигнуто с по­мощью многокамерных пробоотборников, которые дают возможность за один рейс прибора отобрать одновременно несколько проб из заданной глубины. Предложены многообъемные пробо­отборники, позволяющие отбирать несколько проб с различ­ных глубин.

Разработаны конструкции пробоотборников, которые позво­ляют отбирать пробы нефти через межтрубное пространство из скважин, эксплуатирующихся глубинными насосами. Отбирать глубинные пробы лучше на ранней стадии разработки место­рождений.

Методика отбора пробы зависит от условий эксплуатации залежи. Если пластовое давление намного превышает давление насыщения, отбор качественной пробы не вызывает затруднений. При забойных давлениях ниже давления насыщения, когда газ из нефти выделяется только в призабойной зоне (в об­ласти воронки депрессии), перед отбором пробы изменяют ре­жим работы скважины так, чтобы забойное давление было при новом режиме выше начального давления насыщения. Нефть, отобранную пробоотборником, переводят с помощью специаль­ных прессов и устройств в контейнеры для транспортировки в лабораторию.

Если давление в нефтяном пласте стало ниже давления на­сыщения, пробы пластовой нефти, соответствующие начальным условиям в залежи, приготовляют искусственно, смешивая нефть и газ в необходимых пропорциях.

В связи со значительной изменчивостью свойств нефти в пре­делах пласта (см. § 19, гл. III) для более точной оценки ее осредненных свойств отбор проб необходимо производить из сква­жин, равномерно расположенных на залежи. Оптимальное число проб определяют методами математической статистики, исходя из изменчивости параметров нефти по залежи, точности приме­няемой аппаратуры для анализов.