Установка АСМ-ЗООМ для исследования пластовых нефтей

НЕФТЕЙ

ПРИБОРЫ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ

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.

Рис. 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.

Комплекс приборов АСМ-ЗООМ (рис. 111.32) применяется для проведения опытов по разгазированию нефтей, по опреде­лению зависимости «давление — объем» газонефтяных смесей при различных температурах (р-, V-, Т-соотношения), опреде­лению вязкости пластовой нефти и исследованию температуры начала кристаллизации парафина. По данным этих опытов можно подсчитать давление насыщения и коэффициент сжимае­мости, определить газосодержание, плотность, объемный ко эф­фициент и усадку, коэффициент растворимости газа в нефти.

Рис. III.32. Схема установки АСМ-ЗООМ для исследования пластовых нефтей 1 - измерительный пресс; 2 - усилитель (к вискозиметру ВВДУ); 3- вискозиметр ВВДУ; 4 - вакуумметр; 5 - вакуумловушка; 6 - вакуумнасос; 7 - пробоотборник; 8 - качалка для раскачивания пробоотборника; 9 и 12 — манометры; 10 — термостат; 11 — напорный бачок; 13 — насос жидкостный; 14 — промежуточная емкость

Опыты, связанные с изменением объема нефти и нефтега­зовой смеси, проводятся при помощи пресса 1, представляю­щего собой толстостенный цилиндр, в котором передвигается поршень. Проба нефти в пресс переводится из пробоотборника 7 или специального контейнера при помощи приборов блока перевода пробы, состоящего из жидкостного насоса 13, проме­жуточной емкости 14 и бачка 11. Насос нагнетает масло из бачка 11 в верхнюю часть промежуточной емкости, заполнен­ную соленой водой, которая через вентиль нижней переходной головки поступает в пробоотборник. Проба нефти через вентиль верхней переводной головки поступает в трубопровод и через манифольд в пресс. (Верхний клапан пробоотборника при этом поддерживается в открытом состоянии при помощи специаль­ного штока). Плунжер пресса выдвигается с такой же скоро­стью, с какой насос вытесняет нефть из пробоотборника. Плун­жер передвигается электродвигателем через червячный редуктор или ручным приводом. Аналогичным способом пробу нефти можно вытеснить в вискозиметр 3. Полезная емкость пресса 200 см³, максимальное давление 30 МПа. Объем газонефтяной смеси, находящейся внутри пресса, измеряют по линейной не­подвижной шкале с точностью до 1 см³ и по вращающемуся лимбу с точностью до 0,02 см³. Рабочая температура (макси­мальная) 100 °С.

Для управления и автоматического регулирования процес­сов исследования аппаратура снабжена блоком автоматики и регулирования, т. е. комплексом пускорегулирующей аппара­туры (реле, магнитные пускатели, вариатор, предохранители). Блок управления расположен на специальном щите и представ­ляет собой панель, на которой смонтированы устройства (кнопки управления, выключатели) и сигнальная аппаратура. Исследуемая проба перемешивается складывающейся мешал­кой. Напряжение на статор привода мешалки подается через вариатор (автотрансформатор ЛАТР), регулирующая ручка ко­торого выведена на лицевую сторону блока автоматики.

Объем газа, выделившегося из нефти при различных давлениях, измеряется спе­циальной бюреткой (не показана на рис. III.32), куда газ выдавливается из пресса через манифольд при ходе плун­жера вверх. Все трубопроводы и приборы до заполнения пробой нефти освобожда­ются от воздуха с помощью вакуум-насоса 6.

Определение физических свойств нефти. Рассмотрим для при­мера методику определения некоторых па­раметров пластовых нефтей: вязкости, дав­ления насыщения, коэффициента сжимае­мости нефти.

Вязкость определяется с помощью вискозиметра (рис. 111.33) высокого давления (ВВДУ) по вре­мени качения шарика внутри немагнитной трубки 6, заполнен­ной исследуемой нефтью или пластовой водой. В верхнем поло­жении шарик удерживается соленоидной катушкой 2, образую­щей с сердечником 3 электромагнит. В нижней части цилиндра установлены индуктивные катушки 8, соединенные с усилителем и электрическим секундомером. При, включении секундомера автоматически отключается электромагнит и шарик начинает падать в исследуемой жидкости. Дойдя до нижней части трубки, он попадает в поле индуктивных катушек 8 и создает дополнительную электродвижущую силу, под действием кото­рой срабатывают реле, разрывающие электрическую цепь се­кундомера. При повторном опыте шарик возвращают в верхнее положение поворотом вискозиметра.

Рис. 111.33. Схема устройства вискозиметра высо­кого давления 1 — проходной штуцер; 2 — соленоидная катушка; 3 — же­лезный сердечник; 4 — стальной шарик; 5 — рубашка тер­мостата; 6 — калиброванная трубка; 7 — толстостенный ци­линдр; 8 — индуктивные катушки; 9 — проходной вентиль

Вязкость рассчитывают по формуле m=τ(r_ш—r_ж)К, где m — абсолютная вязкость; τ — время качения шарика; r_ш и r_ж — плотность шарика и жидкости; К — постоянная вис­козиметра, определяющаяся для каждого вискозиметра калиб­ровкой. Зависит эта постоянная от размеров шарика и трубки и от угла его наклона.

Для калибровки используют жидкости с известной вязко­стью. ВВДУ предназначен для определения вязкости пласто­вых нефтей и вод от 0,5 мПа×с и более при давлении до 50 МПа и температуре до 80 °С.

Давление насыщения, коэффициент сжимаемости и другие параметры определяют по зависимости между давлением и объемом нефти. Опыт проводится путем расширения пробы нефти, находящейся в полости пресса. Давление снижают ступенями до вы­деления некоторого количества газа из нефти. С момента начала выделе­ния газа темп падения давления за­медляется. Давление насыщения оп­ределяют по графику зависимости приращения объема системы от дав­ления (рис. 111.34). Началу выделе­ния газа из нефти соответствует точка А перелома кривой.

Рис. 111.34. Схематический график зависимости при­ращения объема системы от степени понижения дав­ления

По зависимости между объемом нефти V и давлением в об­ласти выше давления насыщения сравнительно просто подсчи­тывается и коэффициент сжимаемости нефти b_н, .

Объемный коэффициент, газосодержание и плотность пла­стовой нефти определяют по данным, полученным при одно­кратном разгазировании пластовой нефти. При опыте из пресса выпускается некоторое количество пластовой нефти в предва­рительно взвешенный стеклянный сепаратор, где газ отделяется от нефти. Объем выделившегося газа V_г измеряют бюреткой, предварительно заполненной соленой водой.

Объем К_дег дегазированной нефти определяется по массе и плотности нефти, находящейся в сепараторе. Объем нефти V_пл в пластовых условиях находят по измерительной шкале пресса вычитанием отсчетов по шкале положения пресса до (N₁) и после (N₂) выпуска из него нефти: V_пл=N₁-N₂.

По результатам опыта рассчитываются соответствующие па­раметры: объемный коэффициент b = V_пл/V_дег; газосодержание G = V'_г/M_пл, где V_г — объем выделившегося газа, приведен­ный к стандартным условиям; плотность пластовой нефти r_пл = М_пл/V_пл, где М_пл — масса пластовой нефти (равна сумме масс сепарированной нефти и выделившегося газа).

Подробно методика определения характеристик пластовой нефти описана в специальных руководствах по анализу нефтей в пластовых условиях.

Кроме аппаратуры АСМ-300М, АСМ-600 для исследования свойств нефтей и их изменений в зависимости от пластовых условий используются различные приборы, созданные научно-исследовательскими институтами и лабораториями. Физические свойства нефтей находятся в тесной связи с их электрическими, акустическими и другими параметрами. Принцип действия при­боров для оценки свойств, нефтей основан на измерении упомя­нутых характеристик. Например, в момент начала выделения газа из нефти при снижении давления в пробе проводимость среды для ультразвука резко снижается. Давление, соответ­ствующее точке излома кривой зависимости интенсивности уль­тразвука от давления, будет соответствовать давлению насыще­ния нефти газом. Существует много типов разнообразных, ма­логабаритных пробоотборников, портативных установок для исследования пластовых нефтей, установок для анализа их свойств в полевых условиях и т. д. По всем этим вопросам не­обходимо обращаться к специальной литературе.

Для повышения оперативности работ по анализу свойств пластовой нефти создана передвижная лаборатория (ПЛИН-1), позволяющая отбирать и исследовать свойства пластовой и по­верхностной нефти и газа непосредственно на промыслах. Обо­рудование лаборатории, смонтированное в кузове автомашины высокой проходимости, состоит из ряда блоков, позволяющих отбирать пробы нефти и газа, исследовать физические свойства нефти, определять газосодержание нефти и плотность газа, про­водить их хроматографический анализ.

Рис. III.35. Схема строения глубин­ного вискозиметра

Создан комплекс приборов для исследования свойств пла­стовых нефтей непосредственно на забое скважины. В качестве примера на рис. II1.35 приведена схема устройства глубинного капиллярного вискозиметра ВНИИ. Принцип его действия осно­ван на измерении времени втекания известного объема нефти из скважины в емкость А через капилляр 1 при заданном пере­паде давления на концах капилляра. Емкость А перед спуском заполняется газом под давлением р_г несколько меньшим, чем давление р_с в скважине на глубине измерения вязкости нефти. Под давлением нефти плавающий разделитель 2 и шток 3 вме­сте с пером движутся вниз. При этом перо записывает диа­грамму на бланке барабана 4, который вращается часовым ме­ханизмом с постоянной скоростью. Вид диаграммы приведен на рис. 111.36 — по оси ординат регистрируется перемещение раз­делителя 2, которое соответствует объему вошедшей в емкость А через капилляр нефти, а по оси абсцисс — время. Вязкость подсчитывают по формуле (III.111)

где К - константа вискозиметра, определяемая при калибровке его по жидкости с известной вязкостью; m - масштаб времени по оси абсцисс; Dy и Dx - соответствующие отрезки на графике рис. 111.36; р_г - среднее давление в камере А за время Dxm.

Рис. III.36. Диаграмма записи глу­бинного вискозиметра ВНИИ

Вискозиметр рассчитан для работы при давлениях до 30 МПа и температурах до 100 °С, объем емкости для нефти составляет 100 см³.

Комплекс приборов включает также глубинный экспансиметр (для измерения коэффициента сжимаемости), глубинный сатуриметр (для измерения давления насыщения нефти газом), триометр, позволяющий измерять плотность, газосодержание и объемный коэффициент нефти.

Экспериментальные методы определения свойств пластовых нефтей связаны с применением специальной аппаратуры высо­кого давления и трудоемки. Поэтому для их оценки использу­ются также расчетные и графо-аналитические методы, базирую­щиеся на результатах обработки большого объема опытных данных.

Дата добавления: 2014-11-07