устройство отбора глубинных проб из скважины. Отбор глубинных проб нефти


Технологии отбора глубинных проб пластовых флюидов при работе испытателями пластов на трубах

В статье описаны технологии отбора глубинных проб пластовых флюидов при работе испытателями пластов на трубах.

Глубинные пробы пластовых флюидов отбираются для исследования их свойств в пластовых условиях. Точные знания свойств пластовых флюидов необходимы практически для всех стадий добычи углеводородного сырья - для подсчета запасов, проектирования скважин, интерпретации данных ГИС и ГДИ, контроля за разработкой, подготовки, транспортировки и оценки качества продукции, охраны окружающей среды, и т. д. Необходимое условие точного знания свойств пластового флюида - представительность отобранных проб. Проба считается представительной или информативной, если ее компонентный состав идентичен составу пластового флюида[1].

Наименее разработанным направлением в отборе проб пластовых флюидов является отбор глубинных проб пластовых флюидов приборами испытателями пластов на трубах (ИПТ). Отставание в развитии ото И разновидности отбора герметизированных проб обусловлено следующими объективными и субъективными причинами: отсутствие необходимых требований по отбору проб пластовых флюидов к разработчикам пластоиспытательной техники и технологий работы ИПТ, необходимо» и- привязывать процесс отбора проб к процессу испытания пласта (порой противоречивые условия успешных испытаний пласта и отбора пластовых проб немало сложностей доставляют разработчикам пластоиспытательных техники и технологий), непригодность тех способов управления отбором проб, которые могут быть использованы для отбора проб глубинным пробоотборником и - проволке или геофизическом кабеле.

Наряду с зарубежными фирмами «Schlumberger», «Halliburton» и др. ОАО НПФ «Геофизика» занимается разработкой собственной техники и технологий отбора глубинных проб пластовых флюидов при работе ИПТ.

Условия отбора представительных проб пластового флюида

Представительность проб пластового флюида в значительной степени зависит от состояния флюида в пласте и на забое, т.е. режима работы скважины. Различают 3 основных режима:

  1. Упруго-водонапорный режим, когда пластовое и забойное давления выше давления насыщения;
  2. Упруго-водонапорный режим, когда забойное давление ниже давления насыщения, а давление насыщения ниже пластового давления;
  3. Режим растворенного газа, когда забойное и текущее пластовое давления ниже давления насыщения[2,3].

В первом случае состав флюида на забое не отличается от состава флюида в пласте и отбор проб представляется наиболее простым.

Во втором случае на забой поступает продукция в двухфазном состоянии, но выделение свободного газа происходит в призабойной зоне пласта.

В третьем случае на забой скважины поступает продукция в двухфазном состоянии, но свободный газ выделяется не только в призабойной зоне пласта, но и в более удаленных от скважины зонах пласта.

Если в первом случае отбор информативной пробы является относительно простым и зависит только от качества и надежностипробоотборнтка, то во втором случае он становится достаточно сложным технологическим процессом. При указанных выше условиях вокруг скважины образуются воронка депрессии, состоящая их двух областей:

  1. область двухфазного состояния нефти с перепадом давления, равным разнице между давлением насыщения и забойным давлением;
  2. область однофазного состояния с перепадом давления, равным разнице между пластовым давлением и давлением насыщения.

Для отбора информативной пробы необходимо перевести скважину на режим, обеспечивающий величину забойного давления выше давления насыщения, с целью отобрать весь объем дегазированного флюида, который расчитывается по известной формуле [4].

Для третьего режима не существует способа для отбора представительных проб, т.к. к забою скважины поступает газонефтяная смесь с уже измененным компонентным составом.

Кроме того при испытании пласта важно, чтобы при отборе пробы призабойная зона пласта была очищена от бурового раствора или продуктов повторного вскрытия пласта. В связи с этим становится необходимо отбирать пробу после того, как будет вызван приток флюида, замещающий указанные выше вещества. Иногда это происходит после нескольких периодов притока.

После того, как пробоотборник на забое заполнен флюидом при пластовых условиях, он готов к подъему на поверхность. Чтобы сохранить высокое качество пробы в дальнейшем, не менее важно обеспечить ее целостность и на всех последующих этапах - после подъема пробоотборника на поверхность, при подготовке пробы для исследования ее по физическим показателям и химическому составу флюида. Даже если проба была отобрана в монофазном состоянии, при подъеме на поверхность давление в пробоотборной камере будет снижаться вследствие остывания. При этом в обычном пробоотборнике с большой вероятностью может произойти разделение фаз, при этом асфальтены и смолы оседают на внутренней поверхности пробоотборника и могут частично оставаться там даже после того, как проба будет нагрета до пластовой температуры и будет переведена в транспортировочный контейнер (цилиндр) [5] или бомбу-PVT. Таким образом, необходимо при подъеме пробы на поверхность предотвратить выделение из нее газов, асфальтенов и смол, происходящее вследствие её охлаждения. Либо после подъема на поверхность привести пробу в однородное состояние нагреванием, повышением давления и тщательным перемешиванием.

Кроме отбора пробы в отдельный пробоотборник, существует способ 0НИ'“ пробы, представляющий собой отсекание большого объема жидкости ми и.скольких свечей бурильных или насосно-компрессорных труб) при работе пластоиспытательным инструментом (между двумя клапанами). При подъеме комплекса ИПТ на поверхность производят отбор пробы из этогозамкнутого объема в транспортировочный контейнер при поддержании пластовых условий (давление, температура). Далее проба транспортируется в стационарную лабораторию для анализа или используется передвижной лабораторией для экспресс-анализа на месте отбора. Этот способ универсален для всех типоразмеров ИПТ, достаточно прост и не требует больших денежных затрат, позволяет отбирать одну или несколько проб [6]. Все вышеописанные условия отбора информативной пробы справедливы и для этого способа.

Для проб, отобранных в одних и тех же условиях, наилучшими критериями сохранности качества после подъема пробоотборников на поверхностъ служат следующие параметры:

  • Открывающее давление (или давление вскрытия) в пробоотборной камере при температуре окружающей среды;
  • Объем переведенной пробы при температуре окружающей среды;
  • Давление насыщения при температуре окружающей среды, определяемое после перевода пробы в транспортировочный контейнер.

При хорошем качестве проб расхождение не должно превышать 2%. Контейнер, имеющий перемешивающее устройство, обеспечивает точное нахождение давления насыщения.

Для газоконденсатных скважин отбор представительных монофазных проб проблематичен ввиду особенностей фазового поведения при изменении Р- Т условий. Уже на начальной стадии эксплуатации скважины флюид на забое может находиться в околокритическом состоянии, и даже небольшиеизменения температуры и давления могут существенно менять фазовые соотношения. Тем не менее, используя отбор проб газа и конденсата с сепаратора с целью последующей рекомбинации, можно получить представительные пробы для PVT-исследований, даже если давление на забое работающей скважины ниже точки росы. При этом необходимо отбирать пробы на самом раннем этапе (в течение первого месяца) разработки месторождения и на ранней стадии «жизни» скважины. Снижение притока и стабилизация режима работы скважины позволяют добиться условий, когда компонентный состав флюида в сепараторе практически соответствует пластовому. Однако для стабилизации требуется длительное время - от нескольких дней для пластов с хорошей проницаемостью до месяцев - в скважинах с низкопроницаемымиколлекгорами. Если же пластовое давление в процессе разработки упало ниже точки росы первоначального газа, то в этом случае отобрать представительную пробу становиться невозможным. В неоднородных по вертикали коллекторах отбор проб следует производить как можно раньше, при возможно меньшем дебите скважины. Остановка газоконденсатой скважины перед отбором не позволяет улучшить качество пробы. А тот факт, что точка росы пробы находится ниже забойного давления скважины на притоке, еще не является гарантией хорошего качества пробы [7].

Современные технологии отбора проб пластового флюида

Существует способ отбора пластовых проб, суть которого состоит и следующем: Проба отбирается в забойный пробоотборник поршневого типа с балластной камерой и перемешивающим устройством. Процесс отбора пробы происходит тогда когда пробоотборник достигает заданной глубины при разрыве специальной муфты, рабочим элементом которой является набор срезаемых штифтов. Количество штифтов соответствует заданной глубине, проба заполняет приемную камеру, перемещая при этом плавающий поршень который в свою очередь вытесняет балластную жидкость в балластную камеру Медленное заполнение пробоотборника обеспечивается гидравлическим сопротивлением, которое преодолевает балластная жидкость. Отобранная проба поднимается на поверхность и транспортируется в пробоотборнике в лабораторию для исследования. А пробоотборная камера во время и исследования служит сосудом для измерения PVT-соотношений [8]. Способ хорош своей простотой и дешевизной. Но имеет следующий недостаток: при поднятии пробоотборника на поверхность проба может охладиться и перейти в двухфазное состояние, кроме того, возможно выпадение в осадок асфальтенов исмол Последнее почти полностью устраняется нагревом, повышением и перемешиванием.

Компания Schlumberger разработала технологию отбора пластовых проб, одним из основных принципов которой является также отбор пластовых проб в пробоотборник поршневого типа. После того как пробоотборная камера будет заполнена, открывается камера, содержащая жидкий азот, который сообщает пробе дополнительную компрессию и после подъема пробоотборника на поверхность проба будет находиться при давлении выше пластового. Проба извлекается в монофазном состоянии и переводится в цилиндры для транспортировки и хранения при непрерывном поддержании давления выше давления насыщения, что обеспечивает ее представительность на момент исследования в PVT-лаборатории [2]. Этот способ дорог, требует большого количества оборудования и, кроме того, использует жидкий азот, который требует специальной оснастки и сложной технологии заправки пробоотборников. Пробоотборники этого принципа действия применяются при работе ИПТ и динамическим испытателем пластов.

Современные технологии отбора проб пластового флюида при работе ИПТ, разработанные ОАО НПФ «Геофизика»

ОАО НПФ «Геофизика» разработала следующие способы отбора пластовых проб при работе ИПТ:

  1. Отбор пробы осуществляется путем отсекания большого объема жидкости (до нескольких свечей бурильных или насосно-компрессорных труб), поступившей во время притоков, вызванных минимальной депрессии (забойное давление во время последнего притока должно быть выше давления насыщения) при работе пластоиспытательныминструментом (между двумя клапанами), что обеспечивает информативность отобранной пробы. После того как объем флюида герметично отсечен двумя клапанами, осуществляют дополнительную компрессию флюида. При подъеме комплекса ИПТ на поверхность производят отбор пробы из этого замкнутого объема в транспортировочный контейнер при поддержании пластовых условий (давление, температура). Далее проба транспортируется в стационарную лабораторию для исследования или используется передвижной лабораторией для экспресс-анализа на месте отбора.
  2. Пробоотборная приставка к испытателю пластов, содержащая от 4 до 6 пробоотборников поршневого типа (зависит от типоразмера пластоиспытательной колонны) с балластной камерой, гидравлическим сопротивлением, работает совместно с испытателем пластов. Отбор пробы осуществляется после вызова притока и очистки призабойной зоны скважины при минимальной депрессии. Открытие приемных клапанов осуществляется перемещением гильзы впускного клапана испытателя пластов после его закрытия и штока, соединенного с приводом гильзы впускного клапана испытателя, их закрытие происходит при обратном ходе гильзы и до открытия впускного клапана. Таким образом, отбор производится во время закрытого периода испытания пласта (восстановления забойного давления). Пробоотборная приставка позволяет отбирать как несколько проб в одном режиме, так и в разных режимах (до 6) от одной до пяти проб. Кроме того, она позволяет провести селективный отбор проб пластовых флюидов (до 6 объектов) при соответствующей компоновке пластоиспытательного оборудования.

Описанные способы позволяют осуществлять отбор представительных проб пластового флюида и являются новой ступенью развития техники и технологий отбора проб при работе ИПТ.

novainfo.ru

Отбор - глубинная проба - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Отбор - глубинная проба

Cтраница 2

Перед отбором глубинной пробы исследуют скважину на различных режимах работы и замеряют пластовое давление.  [16]

Перед отбором глубинных проб необходимо замерить пластовые давление и температуру. Данные эти требуются для того, чтобы выбрать тот режим работы скважины, при котором забойное давление выше давления насыщения, вследствие чего в забое не будет свободного газа.  [17]

Перед отбором глубинной пробы скважину исследуют при различных режимах работы и замеряют пластовое давление.  [18]

При отборе глубинных проб особое внимание необходимо обращать на доброкачественность и представительность проб. Доброкачественными могут считаться те пробы, которые отвечают фактическим пластовым условиям. При отборе проб, не отвечающим пластовым условиям, лабораторные исследования дадут неправильные характеристики, ничего общего не имеющие с истинными свойствами пластовых жидкостей и газов. Представительными считаются только те пробы, которые характеризуют начальную, не затронутую разгазированием нефть или воду. Поэтому чрезвычайно важно провести отбор в процессе разведки и начальной стадии разработки, пока еще не нарушены начальные пластовые условия. Исследовать необходимо все разведочные скважины, давшие приток нефти, газа или воды, а также эксплуатационные скважины, расположенные на значительном расстоянии от разведочных, чтобы пробы пластовой нефти равномерно освещали площадь и разрез месторождения.  [19]

При отборе глубинных проб из первых поисково-разведочных скважин независимо от степени газонасыщенности следует проводить наиболее полную дегазацию пробы, используя метод поджима или вакуумную дегазацию.  [21]

При отборе глубинных проб нефти необходимо определять пластовые давление и температуру.  [22]

При отборе глубинных проб нефти и газа необходимо иметь в виду возможную изменчивость их свойств в залежи, например повышение плотности и уменьшение газонасыщенности от свода к контуру. В этих условиях во избежание систематических погрешностей параметров нефти и газа пробы необходимо отбирать в скважинах, равномерно распределенных по объему залежи.  [23]

Пробоотборник-накопитель предназначен для отбора глубинной пробы жидкости, поступающей под давлением на отметку глубины установки накопителя в компоновке ШТ.  [25]

Однако в настоящее время отбор глубинных проб из полости НКТ с помощью существующей техники затруднителен. Кроме того, в силу ряда причин невозможно замерить вязкость проб эмульсии в их первоначальном состоянии.  [26]

Кроме того, производятся отбор глубинных проб нефти и их исследование с целью определения в пластовых условиях давления насыщения, содержания растворенного газа, вязкости, плотности, объемного коэффициента и других параметров, а также периодическое исследование ( не реже раза в полугодие) пластового давления с целью построения карт изобар.  [27]

Желательно, чтобы перед отбором глубинной пробы было проведено исследование работы скважины на различных штуцерах, - замерены забойное и пластовое давления, температура. Эти данные помогут выбрать тот режим работы скважины, при котором забойное давление будет выше давления насыщения и, следовательно, на забое не будет свободного ( не растворенного в нефти) газа. Если окажется, что к моменту отбора глубинной пробы скважина рабо - тала с давлением ниже давления насыщения, то, прежде чем приступить к отбору пробы, следует скважину перевести на тот режим работы, при котором предполагается произвести отбор проб.  [28]

Желательно, чтобы перед отбором глубинной пробы было проведено исследование работы скважины на различных штуцерах, замерены забойное и пластовые давления, температура. Эти данные помогут выбрать тот режим работы скважины, при котором забойное давление будет выше давления насыщения и, следовательно, на забое не будет свободного ( не растворенного в нефти) газа. Если окажется, что к моменту отбора глубинной пробы скважина работала с давлением ниже давления насыщения, то, прежде чем приступить к отбору пробы, скважину следует перевести на тот режим работы, при котором предполагается произвести отбор проб.  [29]

Кроме того, при отборе глубинных проб избегают скважин, дающих нефть с водой, а также скважин, эксплуатировавшихся перед отбором пробы при низком забойном давлении, которое могло быть ниже давления насыщения. Если давление в скважине ниже давления насыщения, то отобрать полноценную пробу, которая правильно характеризовала бы пластовые условия, чрезвычайно трудно.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Отбор - глубинная проба - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Отбор - глубинная проба

Cтраница 4

Если скважина работала при забойном давлении меньше давления насыщения пластовой нефти газом, то перед отбором глубинной пробы в ней, скважину необходимо перевести на режим эксплуатации с забойным давлением выше давления насыщения пластовой нефти газом.  [46]

Нами предложено три метода определения расходного газосодержания в промысловых условиях, два из которых связаны с отбором глубинных проб нефти или газожидкостной смеси в стволе скважины.  [47]

Применяемые методы исследования глубиннонасосных скважин и скважин с одновременной раздельной эксплуатацией нескольких пластов малоэффективны; такие исследования, как отбор глубинных проб, замер забойного давления в обводненных скважинах, оказываются практически не осуществимыми. В некоторых случаях решение задачи облегчается применением геофизических приборов - плотностномера и дебитомера, а также волнометри-рования, но в целом стандартные методы исследования насосных скважин не обеспечивают эффективного проведения исследований в условиях месторождений Западной Сибири. Для этого нового нефтеносного района необходима разработка новых способов и техники исследований.  [48]

В процессе исследования водоносных пластов в фонтанирующих скважинах или в скважинах с установившимися уровнями проводится последовательно следующий комплекс исследований: отбор глубинных проб воды и растворенного газа по стволу скважины через каждые 250 - 500 м; замер температуры в точках отбора проб и на устье скважины; замер давлений на максимальной глубин о отбора проб; отбор проб для определения водорастворимых газов и микроэлементов; замер дебигга переливающих скважин объемным методом с использованием меркой емкости.  [49]

Таким образом, если имеются сомнения в характере продукции исследуемой залежи, то наряду с отбором проб по известной методике [46] необходим отбор глубинной пробы как на нефтяных, так и на газовых месторождениях, с последующими аналитическими работами и сопоставлениями. Если исследование глубинной пробы покажет, что жидкая фаза по свойствам ( фракционному составу, плотности, молекулярной массе) значительно отличается от пробы, отобранной из сепаратора, то это может свидетельствовать о том, что залежь нефтяная.  [50]

Ввиду того что весь фонд скважин Осташковичского месторождения оборудован центробежными электронасосами, не представилось возможным выяснить наличие столба воды на забоях скважин путем отбора глубинных проб.  [51]

Основные элементы оборудования, предназначенного для спуска в скважину глубинных приборов с целью измерения давления, температуры, дебита из отдельных пропластков и отбора глубинных проб - проволока, лебедка и лубрикатор.  [52]

Параметры, получаемые в результате: / - промыслово-геофизических исследований; 2 - обработки кернового материала; 3 - промысловых исследований; 4 - отбора глубинных проб; 5 - гидродинамических ис -, следований пластов и скважин; 5 -параметры общего характера, используемые в расчетах.  [54]

Работы по замещению тяжелой высоковязкой нефти в стволе скважины дизельным топливом или легкой нефтью необходимы для спуска скважинных приборов в насосно-компрессорных трубах, а также снятия двусторонних КВД при комплексных исследованиях, включающих и отбор глубинных проб нефти.  [55]

В Инструкции оговорено, что хотя при разведке месторождений глубина, способ бурения и конструкция разведочных скважин определяются в каждом конкретном случае проектом разведки, но конструкция скважин должна обеспечивать возможность проведения геофизических исследований, испытания на приток жидкости и газа как в открытом стволе, так и в колонне, гидродинамических исследований, а также отбора пластовых глубинных проб.  [56]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

устройство отбора глубинных проб из скважины - патент РФ 2470152

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к технике отбора глубинных проб. Техническим результатом данного изобретения является упрощение механизма поджатия пробы за счет выполнения его съемным, что позволит исключить операции перевода в промежуточную емкость и производить подготовку глубинной пробы непосредственно в пробоприемной камере. Устройство отбора глубинных проб из скважины состоит из пробоприемной камеры всасывающего типа с разделительным поршнем, обратным клапаном и седлом обратного клапана, балластной камеры с регулятором давления, механизма поджатия пробы с полостью сжатого газа, полостью жидкости поджатия и поршнем поджатия, модуля управления и обмена информацией, канала ввода глубинной пробы и вентиля. Механизм поджатия пробы расположен между пробоприемной и балластной камерами и снабжен отцепом, содержащим поршень отцепа и держатель отцепа. При этом пробоприемная камера снабжена дополнительным подвижным поршнем с обратным клапаном. 6 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к технике отбора глубинных проб.

Пластовые флюиды в нефтяных или газовых скважинах обычно представляют собой смесь нефти, газа и воды. Фазовое соотношение компонентов смеси определяется давлением, температурой и объемом пластовых флюидов, заключенных в ограниченном пространстве. При поднятии устройства отбора проб на поверхность происходят физические изменения непосредственно в пробе, что приводит к выделению газовой фазы и возможному образованию химических соединений, искажающих результаты лабораторного анализа пробы.

Известен ряд методов анализа скважинных флюидов в условиях скважины (пат. США № № 6467544, 5329811).

Так, известно устройство (пат РФ 2344290), состоящее из цилиндрического корпуса, в котором размещены пробоприемная камера всасывающего типа с разделительным поршнем, балластная камера, модуль управления и интерфейса обмена информацией. В цилиндрический корпус между пробоприемной и балластной камерами, герметично от внешней среды, введены последовательно подключенные, следующие от пробоприемной камеры, неуправляемый настраиваемый редуктор давления жидкости и гидрореле, управляемое электрическим током, поступающим из модуля управления и интерфейса обмена информацией, использующего упругие механические колебания, возбуждаемые на корпусе устройства, и помехоустойчивое кодирование информации для управления работой устройства.

Другие методы предусматривают отбор пробы скважинных флюидов для ее извлечения на поверхность (пат США № № 4583595, 4903765).

В глубоких скважинах температура часто превышает 150°C. При извлечении горячей пробы пластового флюида на поверхность, где температура составляет 20°C, из-за падения температуры проба пластового флюида стремится сократиться в размерах. Если объем пробы остается неизменным, такое сокращение приводит к существенному уменьшению давления пробы. Падение давления приводит к изменениям параметров, присущих пластовому флюиду в естественном залегании, что может обусловить фазовое разделение жидкостей и газов, поглощенных пробой пластового флюида. Разделение фаз влечет за собой существенное изменение характеристик пластового флюида и уменьшает реальные возможности оценки реальных свойств пластового флюида.

Для преодоления этого недостатка были разработаны различные методы, направленные на поддержание пробы пластового флюида под давлением; например, необходимо обеспечивать непрерывное поджатие пробы во время подъема. Существует необходимость в контроле целостности пробы, начиная с подъема пробы на поверхность и до ее доставки в лабораторию для анализа.

Например, известно устройство для контроля интересующего параметра пробы пластового флюида (пат. РФ 2348806), содержащее скважинную пробоотборную камеру для размещения пробы пластового флюида и модуль контроля, сообщающийся посредством канала для флюида с частью пробы пластового флюида в скважинной пробоотборной камере и предназначенный для контроля интересующего параметра пробы пластового флюида. Устройство содержит клапан, связанный с каналом для подачи части пробы пластового флюида в модуль контроля, вторичный клапан, связанный с каналом для выборочного удержания части пробы флюида в канале. При этом первичный и вторичный клапаны взаимодействуют для изолирования части пробы флюида в канале. Кроме того, устройство содержит датчик температуры для контроля температуры пробы флюида или датчик давления для контроля давления пробы флюида, регистратор для регистрации интересующего параметра пробы флюида и аналитический модуль для выполнения анализа пробы флюида с определением первого интересующего параметра пробы флюида. Техническим результатом известного устройства является непрерывный контроль герметичности пробы, начиная с подъема пробы на поверхность и до ее доставки в лабораторию для анализа, но при этом не исключается возможность изменения химического состава пробы вследствие изменения давления и температуры внутри глубинной пробы.

Наиболее близким техническим решением к заявляемому устройству отбора глубинных проб из скважин является устройство, состоящее из цилиндрического корпуса, в котором размещены пробоприемная камера всасывающего типа с разделительным поршнем, балластная камера, обратный клапан и седло обратного клапана, модуль управления и обмена информацией, устройство поджатия пробы при подъеме, состоящее из полости сжатого газа, полости жидкости для поджатия, клапана предела и распределительного клапана, соединенных между собой, и поршня сжатия (пат США 5337822). Устройство содержит контейнер, обеспечивающий герметичность пробы во время транспортировки к аналитической лаборатории, при этом в пробе не происходит разделение фаз скважинного флюида углеводорода. Недостатком конструкции является сложность подготовки глубинной пробы к лабораторному анализу, для чего используют сложный механизм перевода глубинной пробы из пробоприемной камеры в контейнер с помощью насоса.

Как правило, пробоприемные камеры с глубинной пробой без механизма поджатия готовы к применению в лабораторном анализе после проведения ряда подготовительных процедур, связанных с приведением пробы к пластовым условиям, в том числе нагрев пробы до пластовой температуры. Механизм поджатия пробы использует сжатый газ, нагрев которого в комплексе с пробоприемной камерой может вызвать дополнительные нагрузки на герметичные соединения. В пластовых условиях это компенсировалось внешними барическими условиями. Кроме того, отсоединение механизма поджатия пробы немедленно приведет к падению ее давления. Поэтому для безопасности работ при сохранении кондиционности глубинной пробы требуется ее перевод в контейнер.

При переводе не должно произойти падения давления в системе насос - пробоприемная камера - контейнер - вентиль. Для этого приходится манипулировать одновременно несколькими органами управления (вентили, подача насоса), что повышает вероятность ошибки, результатом которой может быть падение давления глубинной пробы до атмосферного давления или перегрузка герметичных резьбовых соединений.

Целью данного изобретения является упрощение механизма поджатия пробы за счет выполнения его съемным, что позволит исключить операции перевода в промежуточную емкость и производить подготовку глубинной пробы непосредственно в пробоприемной камере или вообще не устанавливать механизм поджатия пробы на оборудование, если условия и требования к глубинной пробе не требуют ее поджатия.

Поставленная цель достигается за счет использования устройства отбора глубинных проб из скважины, состоящего из пробоприемной камеры всасывающего типа с разделительным поршнем, обратным клапаном и седлом обратного клапана, балластной камеры с регулятором давления, механизма поджатия пробы с полостью сжатого газа, полостью жидкости поджатия и поршнем поджатия, модуля управления и обмена информацией, канала ввода глубинной пробы и вентиля. Механизм поджатия пробы расположен между пробоприемной и балластной камерами и снабжен отцепом, содержащим поршень отцепа и держатель отцепа, при этом пробоприемная камера снабжена дополнительным подвижным поршнем с обратным клапаном.

На рис.1-6 показаны разные этапы работы устройства.

На рис.1 показано устройство в готовом для работы положении.

На рис.2 показан момент подготовки к окончанию процесса отбора глубинной пробы. Давление балластной жидкости еще не начало падать, но пробоприемная камера уже заполнена.

На рис.3 показано окончание процесса отбора глубинной пробы. Давление балластной жидкости равно нулю. Глубинная проба поджата сжатым газом.

На рис.4 показано отключение механизма поджатия пробы от пробоприемной камеры.

На рис.5 показана пробоприемная камера, готовая для подключения вентилей с трубопроводами для последующего лабораторного анализа.

На рис.6 показан общий вид глубинного пробоотборника в сборе.

Конструкция, представленная на рис.1-6, состоит из следующих элементов: 1 - канал балластной жидкости, 2 - балластная камера, 3 - обратный клапан сжатого газа, 4 - корпус механизма поджатия пробы, 5 - демпфер, 6 - полость сжатого газа, 7 - поршень поджатия, 8 - поршень отцепа, 9 - отцеп, 10 - держатель отцепа, 11 - полость жидкости поджатия, 12 - направляющая трубка, 13 - канал, 14 - отсекатель, 15 - герметичный шлюз, 16 - полость А, 17 - опорная втулка, 18 - полость Б, 19 - герметичная посадка подвижного поршня, 20 - подвижный поршень, 21 - обратный клапан подвижного поршня, 22 - полость В, 23 - разделительный поршень, 24 - обратный клапан, 25 - полость глубинной пробы, 26 - седло обратного клапана, 27 - канал ввода глубинной пробы, 28 - вентиль, 29 - трубопровод, 30 - емкость, 31 - канал направляющей трубки, 32 - боковое отверстие, 33 - модуль управления и обмена информацией, 34 - регулятор давления, 35 - гидравлическое реле.

Указанная цель решается введением в пробоприемную камеру дополнительного разделительного поршня, снабженного обратным клапаном, и включением между пробоприемной и балластной камерами механизма поджатия пробы. Такая компоновка позволяет безопасно отключить механизм поджатия пробы (см. рис 4), не нарушая герметичности, барических условий глубинной пробы, возможности увеличить или снизить давление пробы, и использовать пробоприемную камеру для приведения глубинной пробы к пластовым условиям и переводу ее содержимого непосредственно в аналитическое оборудования, не прибегая к промежуточным контейнерам.

Устройство работает следующим образом.

Перед спуском в скважину устройство выглядит, как показано на рис.1. При этом давление сжатого газа в полости сжатого газа 6 проверяют через обратный клапан сжатого газа 3. Поршень поджатия 7 находится в зацепленном состоянии с держателем отцепа 10 посредством отцепа 9 и поршнем отцепа 8, поскольку давления сверху и снизу от поршня отцепа 8 одинаковы. Для устранения непредсказуемых механических колебаний введен демпфер 5. Полость жидкости поджатия 11, полость А 16, полость Б 18 заполнены балластной жидкостью. Полость А 16 и полость Б 18 являются гидравлически связанными. Разделительный поршень 23, второй подвижный поршень 20 отведены в крайнее нижнее положение. При спуске в скважину давление балластной жидкости возрастает под действием повышения температуры окружающей среды и становится равным или большим пластового давления.

При срабатывании регулятора давления 34 и гидравлического реле 35 балластная жидкость, находящаяся в полости А 16 и полости Б 18, начинает истекать в балластную камеру через боковое отверстие 32 в корпусе механизма поджатия пробы 4, герметизированное резиновыми уплотнениями отсекателя 14, в канал балластной жидкости 1 (рис.2). Этот процесс происходит до момента соприкосновения второго подвижного поршня 20 с опорной втулкой 17. При этом герметичный шлюз 15 оказывается замкнутым с герметичной посадкой второго поршня 19, отсекая полость А 16 от полости Б 18.

В следующие моменты времени происходит падение давления балластной жидкости в полости А 16 и канале балластной жидкости 1. Из-за разницы давлений сверху и снизу поршень отцепа 8 двигается вверх, как показано на рис.3, разгружая отцеп 9 и освобождая поршень поджатия 7, который воздействует на жидкость поджатия, находящуюся в полости жидкости поджатия 11, пропорционально давлению сжатого газа в полости сжатого газа 6. Давление жидкости поджатия проникает через канал 13 отсекателя 14, полость Б 18, обратный клапан второго подвижного поршня 21 в полость В 22. При подъеме устройства на поверхность из-за падения температуры падение давления глубинной пробы компенсируется подачей дополнительных порций жидкости поджатия в полость В 22. Осевая линия канала 13 может быть выполнена отличительно от указанной на рис.3, к примеру в виде спирали для создания гидравлического сопротивления и ликвидации гидравлических ударов.

После доставки в лабораторию пробоприемную камеру отключают от устройства поджатия глубинной пробы, как показано на рис.4. При этом на механизм поджатия глубинной пробы устанавливают вентиль 28, первоначально закрытый, в комплекте с трубопроводом 29 и емкостью 30. В процессе отключения обратный клапан подвижного поршня 21 остается закрытым. Поскольку давление в полости А 16 близко к атмосферному, а соединение герметичного шлюза 15 и герметичной посадки второго поршня 19 имеет малую площадь, прилагаются незначительные усилия. В дальнейшем герметичный шлюз 15 и герметичная посадка второго поршня 19 выходят из зацепления и усилия отсоединения возрастают. Это является сигналом для открытия вентиля 28 и удаления остатков жидкости поджатия через трубопровод 29 в емкость 30. Затем механизм поджатия глубинной пробы окончательно отключают.

Пробоприемная камера (рис.5) готова к подключениям вентилей 28 перевода глубинной пробы в анализатор для последующего лабораторного анализа. При этом в первую очередь, не нарушая барические условия, в полости В 22 открывается обратный клапан второго подвижного поршня 21.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Устройство отбора глубинных проб из скважины, состоящее из пробоприемной камеры всасывающего типа с разделительным поршнем, обратным клапаном и седлом обратного клапана, балластной камеры с регулятором давления, механизма поджатия пробы с полостью сжатого газа, полостью жидкости поджатия и поршнем поджатия, модуля управления и обмена информацией, канала ввода глубинной пробы и вентиля, отличающееся тем, что механизм поджатия пробы расположен между пробоприемной и балластной камерами и снабжен отцепом с поршнем отцепа и держателем отцепа, при этом пробоприемная камера снабжена дополнительным подвижным поршнем с обратным клапаном.

www.freepatent.ru

Способ контроля глубинной пробы

Изобретение относится к технике отбора глубинных проб в нефтяных и газовых скважинах и предназначено для контроля параметров глубинной пробы без разгерметизации пробоотборной камеры для повышения эффективности процесса доставки пробы из пласта в лабораторию для анализа. Техническим результатом является контроль параметров полного объема глубинной пробы, получение достоверной информации о флюиде, создание экономически эффективного способа контроля. Способ включает отбор глубинной пробы пробоотборником и транспортировку ее к поверхности. При этом поднятую на поверхность герметизированную пробоотборную камеру устанавливают в различных положениях под вертикальными углами не более 180 градусов и производят измерения флюида с помощью первичных датчиков, установленных внутри пробоотборной камеры на поверхности разделительного поршня, затем анализируют и вычисляют содержание глубинной пробы. 7 ил.

 

Изобретение относится к технике отбора глубинных проб в нефтяных и газовых скважинах и предназначено для контроля параметров глубинной пробы без разгерметизации пробоотборной камеры для повышения эффективности процесса доставки пробы из пласта в лабораторию для анализа.

Пластовые флюиды в нефтяных или газовых скважинах обычно представляют собой смесь нефти, газа и воды. Фазовое соотношение компонентов смеси определяется давлением, температурой и объемом пластовых флюидов, заключенных в ограниченном пространстве. В подземных породах высокое давление скважинных флюидов часто вызывает поглощение газа нефтью с образованием перенасыщенных растворов. При понижении давления поглощенные или растворенные газообразные соединения выделяются из жидкой фазы пробы. Точные измерения давления, температуры и состава пластового флюида из конкретной скважины влияют на оценку экономической целесообразности добычи флюидов из скважины. Эти данные дают также информацию относительно путей достижения максимальной эффективности заканчивания и освоения соответствующего коллектора углеводородов.

В глубоких скважинах температуры часто превышают (149°C)При извлечении горячей пробы пластового флюида на поверхность, где температура составляет порядка 22°C, из-за падения температуры проба пластового флюида стремится сократиться в размерах. Если объем пробы остается неизменным, такое сокращение приводит к существенному уменьшению давления пробы. Падение давления приводит к изменениям параметров, присущих пластовому флюиду в естественном залегании, что может обусловить фазовое разделение жидкостей и газов, поглощенных пробой пластового флюида. Разделение фаз влечет за собой существенное изменение характеристик пластового флюида и уменьшает реальные возможности оценки реальных свойств пластового флюида. Для преодоления этого недостатка необходимо поддерживать пробы пластового флюида под давлением.

Из-за неопределенности процесса восстановления проб приходится сомневаться в достоверности результатов любых лабораторных исследований восстановленных однофазных проб нефти на PVT-свойства.

Известен ряд методов анализа скважинных флюидов в условиях скважины.

- Метод, предусматривающий отбор пробы скважинного флюида путем ее извлечения на поверхность. Так известен способ определения типа флюида, основанный на отборе проб пластового флюида глубинным пробоотборником и последующей его транспортировке к поверхности с сохранением пластовых условий Тип флюида определяется в лаборатории (Амикс Дж. И др. Физика нефтяного пласта, 1962, с.335-338). Недостатком способа является его большая трудоемкость, что предопределяет большой расход времени на необходимые исследования.

Метод, предусматривающий в процессе подъема пробы выпуск флюида из пробоотборника, непрерывное измерение плотности флюида в пробоотборнике и по характеру изменения этого параметра судят о типе флюида. Известен способ определения типа пластового флюида (авт. св. СССР №768953) основанный на том, что при подъеме пробы давление в пробоотборнике снижается за счет выпуска части флюида и упругого расширения оставшейся части. При этом плотность флюида непрерывно уменьшается. При давлении, равном давлению фазового перехода, флюид в пробоотборнике из однофазного состояния переходит в двухфазное. В том случае, когда флюид представлен жидкостью, из нее будет выделяться газ и скапливаться в верхней части пробоотборника, За счет выделения газа уменьшение плотности флюида резко замедлится и даже может начаться процесс увеличения этого параметра. В случае, когда флюид представлен газом, из него будет выделяться жидкость и скапливаться на дне пробоотборника. При этом за счет выделения жидкости уменьшение плотности флюида резко усилится. Таким образом, по характеру изменения плотности флюида можно судить о его типе.

Известен способ определения давления пробы пластового флюида (пат. РФ 2115802), заключающийся в измерении ручными методами давление глубинной пробы пластового флюида в приемной камере пробоотборника без открытия запорного клапана в неограниченном диапазоне давлений и на любой стадии исследования пластовых флюидов.

Известен способ эксплуатации скважин, в частности нефтяных и газовых, включающий оборудование устья и забоя, перфорацию и освоение, спуск скважинного прибора в эксплуатационную колонну и проведение гидродинамических и геофизических исследований (см. Жуков А.И., Чернов Б.С.и Базлов М.Н. Эксплуатация нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1961). Недостатком указанного способа является дискретность получения гидродинамической и геофизической информации в процессе эксплуатации скважины. Как правило, проводят исследования, прерывая добычу нефти или газа и используя кабельный канал связи или автономную запись параметров с последующей расшифровкой после извлечения прибора из скважины.

Прототипом данного технического решения является патент РФ 2348806, в котором предлагают способ для непрерывного контроля целостности находящейся под давлением

пробы флюида, отобранной в скважине путем отбора глубинной пробы пробоотборником и транспортировки ее к поверхности. После отбора глубинной пробы устройство непрерывной регистрации данных, прикрепленное к скважинной пробоотборной камере, периодически, т.е. через определенные промежутки времени измеряет температуру и давление глубинной пробы. Кроме того, пробу подвергают оптическому анализу с применением излучения в ближнем/среднем диапазоне инфракрасной (ИК-) области и в видимой области спектра, что позволяет на месте изучать свойства пробы и уровень ее загрязнения. Анализ пробы на месте ее отбора включает в себя определение газового фактора, плотности нефти в градусах АНИ, а также многих других параметров, которые можно оценить при помощи обученной нейронной сети или хемометрического уравнения. Кроме того, с помощью изгибного механического резонатора (т.е. резонатора, в котором возбуждаются изгибные колебания) можно измерять плотность и вязкость флюида, на основании которых можно проводить оценку дополнительных параметров, используя обученную нейронную сеть или хемометрическое уравнение. Во избежание нежелательного падения давления или других последствий отвода малой пробы в устройство непрерывной регистрации данных в пробоотборном резервуаре создают избыточное давление.

К недостаткам прототипа можно отнести исследование части пробы, заключенной в небольшом объеме, между двух клапанов модуля контроля, установленном на пробоотборной камере. Причем эта часть пробы может быть особенно представительной, в то время как большая часть пробы, заключенная в пробоотборной камере может быть плохого качества (например, большое содержание воды). Из-за неопределенности процесса восстановления проб приходится сомневаться в достоверности результатов любых лабораторных исследований восстановленных однофазных проб нефти на PVT-свойства.

У систем измерения параметров пластового флюида, которые работают в скважинных условиях, близких к предельным, имеется вероятность отказов или ошибок, которые существенно возрастают и как следствие это может привести к ошибочным выводам о процентном содержании пробы. После отбора глубинной пробы и доставку на поверхность земли ее можно проанализировать. Существуют установки для экспресс-анализа (Нефтегазовое обозрение. 2007. Расширение спектра гидродинамических исследований скважин, стр.64). Установка для выборочного экспресс-исследования части пробы из пробоотборной камеры может быть мало эффективна, поскольку выбирается лишь часть пробы, кроме того, в промысловых условиях это является дорогим удовольствием и требует высокой квалификации персонала. Ввиду существенной удаленности объектов исследования от лабораторий анализа проб пластовых флюидов, транспортные расходы весьма высоки.

Целью предлагаемого технического решения является контроль параметров полного объема глубинной пробы, получение достоверной информации о флюиде, создание экономически эффективного способа контроля.

Поставленная цель достигается путем использования способа контроля глубинной пробы путем отбора глубинной пробы пробоотборником и транспортировки ее к поверхности. При этом поднятую на поверхность герметизированную пробоотборную камеру устанавливают в различных положениях под вертикальными углами не более 180 градусов и производят измерения флюида с помощью первичных датчиков, установленных внутри пробоотборной камеры на поверхности разделительного поршня, затем анализируют и вычисляют содержание глубинной пробы.

На рис.1 показано устройство для реализации способа, которое состоит из: 1 - канал для флюида, 2 - обратный клапан, 3 - корпус пробоотборной камеры, 4 - поверхность разделительного поршня, 5 - первичные датчики, 6 - регистратор, 7 - разделительный поршень, 8 - порт связи, 9 - упорная шайба, 10 - адаптер и измеритель вертикального угла α, 11 - линия связи, 12 - считывающее устройство (или компьютер) 13 - источник давления, 14 - аккумуляторная батарея, 15 - датчик давления и температуры.

На рис.2 показана работа устройства. После попадания в корпус пробоотборной камеры 3 через канал для флюида 1 и обратный клапан 2 флюид начинает отстаиваться, причем более тяжелые примеси (например, вода) оказывается внизу. При вертикальном положении пробоотборной камеры это хорошо показывают первичные датчики 5, расположенные на поверхности 4 разделительного поршня 7. Их показания запоминаются в регистраторе 6 и/или поступают через порт связи 8 на электрические контакты адаптера и измерителя 10 вертикального угла α положения пробоотборной камеры по линии связи 11 в считывающее устройство (или компьютер) 12. Приводя пробоотборнтборную камеру в положения близкие к горизонтальным показания первичных датчиков 5 позволяют оценить количество тяжелых примесей и принять решение о кондиционности глубинной пробы. Аккумуляторная батарея 14 поддерживает электрическое питание регистратора 6 и первичных датчиков 5. Датчик давления и температуры 15 показывает термобарическое состояние глубинной пробы.

На рис.3 показан вариант работы с источником давления 13, для предотвращения сильного падения давления глубинной пробы. Здесь порт связи 8 и адаптер и измеритель 10 вертикального угла α используют бесконтактные методы передачи информации.

На рис.4-7 показана работа устройства, после доставки пробоотборной камеры на поверхность земли рядом с исследуемой скважиной. К пробоотборной камере подключают адаптер и измеритель 10 вертикального угла α положения пробоотборной камеры, образованного продольной осью пробоотборной камеры и ускорением свободного падения G. Оператор закрепляет пробоотборную камеру в поворачивающемся штативе и изменяет ее положение. На верхних частях рисунков показана пробоотборная камера, а на нижних частях показана поверхность разделительного поршня.

Для пояснения сущности предлагаемого способа пробоотборная камера содержит среду А, среду Б и среду В, расположенные в порядке возрастания плотности. При разных значениях вертикального угла на поверхности разделительного поршня 4, оснащенного первичными датчиками 5 имеем разные зоны соприкосновения указанных сред. Производя замеры вертикального угла α (от 45 до 135 град, на рис.4-7 показаны соответственно вертикальные углы 45, 90, 135 градусов), долю перекрытия средой А, долю перекрытия средой Б, долю перекрытия средой С можно оценить содержание глубинной пробы.

Углы 0 и 180 градусов являются крайними точками, на которых измерения не производятся, ввиду того что одна из сред полностью закрывает поверхность разделительного поршня 4 и как следствие можно ошибочно сделать вывод о том, что эта среда составляет 100% объема пробоотборной камеры.

Среда В (рис.5) перекрывает 75% поверхности разделительного поршня 4 площадью 7 см2 при вертикальном угле α=45°. Получаем объем среды В, заключенной в пробоотборной камере, равным 6,17 см3. При общем объеме пробоотборной камеры в 300 см3доля среды В составляет 2,05%. Среда А (рис.7) перекрывает 80% поверхности разделительного поршня 4 площадью 7 см2 при вертикальном угле α=135°. Получаем объем среды А, заключенной в пробоотборной камере, равным 6,86 см3. При общем объеме пробоотборной камеры в 300 см3, доля среды В составляет 2,3%. Таким образом в пробоотборной камере находится 2,3% среды А, 95,65% среды Б, 2,05% среды В. Оптимально достаточно горизонтального положения рис 6, чтобы определить состав пробы, но при этом получается ошибка из-за погрешности определения зоны соприкосновения сред в виду ограниченного количества первичных датчиков 5 на поверхности разделительного поршня 4. На рис 5 и рис 7 показано положение пробоотборной камеры для более точного определения объемного содержания сред В и А соответственно и согласно методическим расчетам процентное перекрытие поверхности разделительного поршня 4 эффективно при значениях от 25% до 75%. Совершенно очевидно, что при небольшом изменении вертикальных углов положения пробоотборной камеры площадь перекрытия поверхности разделительного поршня 4 будет также изменяться (необходимо от 25% до 75%) и позволит (в частности, методом усреднения) добиться высокой точности.

Способ контроля глубинной пробы путем отбора глубинной пробы пробоотборником и транспортировки ее к поверхности, отличающийся тем, что поднятую на поверхность герметизированную пробоотборную камеру устанавливают в различных положениях под вертикальными углами не более 180° и производят измерения флюида с помощью первичных датчиков, установленных внутри пробоотборной камеры на поверхности разделительного поршня, затем анализируют и вычисляют содержание глубинной пробы.

www.findpatent.ru

Отбор проб пластовой нефти.

Поиск Лекций

 

Исследование свойств нефти начинают с отбора проб. Наиболее достоверные данные о свойствах пластовой нефти получают при исследовании глубинных проб, отобранных с забоев скважин.

Рис. 3.4. Пробоотборники ПД-3М (а) и ВПП-300 (б).

а - 1 - корпус; 2 - часовой механизм; 3 - ходовой винт; 4 - валик; 5 - рычаг; 6 - шток верхнего клапана; 7- верхний клапан; 8 - игла; 9 - шарики; 10 - муфта; 11 - приемная камера; 12 - нижний клапан; 13 - шток нижнего клапана;

б - 1 - корпус; 2 - балластная камера; 3, 12 - гидравлическое сопротивление; 4 - приемная камера; 5, 10 - поршень; 6 - клапан; 11 - камера реле времени.

 

Отбор проб осуществляют глубинными пробоотборниками, опускаемыми в скважины на проволоке и реже на трубах. После отбора пробы на забое скважины камеры глубинных пробоотборников герметически закрываются, чем обеспечивается сохранение естественного газосодержания нефти.

В зависимости от свойств нефти применяют пробоотборники с проточными или непроточными камерами. Маловязкие нефти с незначительным содержанием парафина отбирают пробоотборниками с проточными камерами. Их спускают в скважину с открытыми клапанами и их камера непрерывно промывается восходящим потоком нефти.

На рис. 3.4-а приведена схема устройства пробоотборника ПД-ЗМ с проточной камерой. При подготовке прибора к спуску нижний клапан 12 открывают, отжимая деревянной оправкой штифт на штоке 13, а верхний клапан 7 удерживают в открытом положении через отверстие в корпусе пробоотборника. При этом игла 8 верхнего клапана 7 раздвигает шарики 9 замка, муфта 10 упирается в них выступами и удерживает от закрытия нижний клапан. Верхний клапан остается в открытом состоянии посредством рычага 5, упирающегося в шток 6. Закрытием клапанов управляет часовой механизм 2. При выдержке пробоотборника на забое часовой механизм 2 вращает валик 4, скрепленный с рычагом 5. Перемещаясь, валик поворачивает вокруг оси рычаг 5, который через заданный промежуток времени соскальзывает со штока 6. Под действием пружины шток закрывает верхний клапан 7. Одновременно игла 8 выходит из шарикового замка, освобождает муфту 10, и нижний клапан 12 закрывается. Большая полезная вместимость пробоотборника ПД-ЗМ (800 смЗ), простота конструкции и обслуживания обеспечили ему широкое применение для отбора проб маловязкой нефти. Однако отбор им высоковязких парафинистых нефтей затруднен из-за опасности закупорки отверстий пробоотборника и плохих условий промывки камеры пробоотборника при его спуске. Пробы таких нефтей отбирают пробоотборниками с непрочными камерами, клапаны которых при спуске закрыты. Открытие и затем закрытие клапанов осуществляется специальными механизмами управления

На рис. 3.4-6 приведена схема устройства пробоотборника с непроточной камерой ВПП-300. Пробоотборник состоит из трех блоков: приемной 4 и балластной 2 камер и гидравлического реле времени, управляющего открытием клапанов Перед спуском прибора в скважину приемная 4 и балластная 2 камеры заполнены воздухом при атмосферном давлении, вход в приемную камеру закрыт форклапаном 7. Камера реле времени заполняется маслом необходимой вязкости.

Через отверстия 8 нефть из скважины проникает в пробоотборник и приводит в действие реле времени. Поршень 10 под давлением нефти вытесняет масло из камеры 11 через гидравлическое сопротивление 12 в камеру 13. С поршнем 10 свободно перемещается шток 9. Холостой ход реле времени, необходимый для спуска пробоотборника на заданную глубину, продолжается до тех пор, пока головка штока 9 не дойдет до хвостовика форклапана 7. Скорость движения поршня 10 и, соответственно, продолжительность холостого хода регулируются вязкостью масла в камере 11. При дальнейшем движении вниз шток 9 потянет за собой форклапан 7, который выйдет со своего посадочного места и откроет вход в приемную камеру 4. Нефть из скважины, поступая через отверстия 8, отожмет клапан б и проникнет в приемную камеру. Под действием давления нефти поршень 5 будет продвигаться, вытесняя воздух из приемной камеры в балластную 2. Наличие гидравлического сопротивления 3 замедляет движение поршня и поэтому на входе в пробоотборник нет большого перепада давления, способного вызвать разгазирование нефти. Когда поршень 5 дойдет до крайнего положения и вся приемная камера заполнится нефтью, клапан б под действием пружины закроется. Пробоотборник комплектуется тремя сменными приемными камерами, что позволяет при использовании одного гидравлического реле времени отобрать три пробы нефти.

Отобранные пробы нефти переводятся в специальные контейнеры или транспортируются в лаборатории в корпусе пробоотборника.

 

Рекомендуемые страницы:

poisk-ru.ru