CC BY
110
УДК 622.243.572(470+571)
Н.С. Остроухов, А.С. Рассохин, Д.В. Карначёв
Отечественные глубинные пробоотборники
На сегодняшний день в связи с усложнением структуры запасов углеводородов и возрастающей сложностью геологоразведочных работ все большую актуальность приобретают задачи повышения точности и достоверности результатов измерений параметров пластовых систем, используемых при оценке запасов и проектировании разработки месторождений. Наиболее достоверные данные о свойствах пластовых флюидов в условиях их залегания в недрах получают по результатам лабораторных исследований глубинных проб, поднятых с забоев скважин. Важнейшим фактором в данном случае является представительность проб пластовых флюидов, отобранных для лабораторных исследований. Качественный отбор глубинных проб обеспечивается правильным выбором и соблюдением технологии подготовки скважины к отбору, в зависимости от режима работы месторождения и скважины, технологией отбора и типом пробоотборника, который должен гарантировать постоянство компонентного состава пробы.
Для глубинных проб, отобранных в одних и тех же условиях, сохранность качества (представительности) пробы после подъема на поверхность определяется по следующим критериям:
• давление открытия пробоотборной камеры при температуре отбора, которое должно быть близко к давлению отбора;
• давление насыщения при пластовой температуре, определенное непосредственно в пробоотборнике (пробоотборник, имеющий перемешивающее устройство, обеспечивает точное определение давления насыщения).
При хорошем качестве проб расхождение не должно превышать 2 %.
Представительность проб пластового флюида в значительной степени зависит от фазового состояния флюида в пласте и на забое.
Если говорить о нефтяных скважинах, то применительно к ним различают три режима работы:
1) упруго-водонапорный в условиях, когда пластовое и забойное давления выше давления насыщения. Составы флюида на забое и в пласте одинаковы;
2) упруго-водонапорный в условиях, когда забойное давление ниже давления насыщения, а давление насыщения ниже пластового давления. На забой поступает продукция в двухфазном состоянии, но выделение свободного газа происходит в приза-бойной зоне пласта;
3) растворенного газа, когда забойное и текущее пластовое давления ниже давления насыщения. На забой скважины поступает продукция в двухфазном состоянии, но свободный газ выделяется не только в призабойной зоне, но и в более удаленных от скважины зонах пласта.
В первом варианте отбор проб представляется наиболее простым и зависит только от качества и надежности пробоотборника. В остальных же двух случаях он превращается в достаточно сложный технологический процесс: для получения представительных проб в упруго-водонапорном режиме необходимо перевести скважину в режим, обеспечивающий величину забойного давления выше давления насыщения; для режима растворенного газа не существует способа для отбора представительных проб, поскольку к забою скважины поступает газонефтяная смесь с уже измененным компонентным составом.
Для газоконденсатных скважин отбор представительных однофазных проб проблематичен ввиду особенностей фазового поведения. Уже на начальной стадии эксплуатации скважины флюид на забое может находиться в околокритическом
Ключевые слова:
пластовые флюиды, отбор глубинных проб,
глубинный пробоотборник, представительность пробы.
Keywords:
reservoir fluids, downhole sampling, downhole sampler, sample
representativeness.
состоянии. Глубинные пробы следует отбирать на самом раннем этапе разработки месторождения. Однако для стабилизации конденсата требуется длительное время: от нескольких дней для пластов с хорошей проницаемостью до месяцев для скважин, вскрывающих низкопроницаемые коллекторы. Если же пластовое давление в процессе разработки упало ниже давления начала конденсации, то отобрать представительную пробу не представляется возможным. Условие нахождения давления начала конденсации ниже забойного давления скважины на притоке еще не является гарантией хорошего качества пробы.
Далее рассмотрим достоинства и недостатки современных глубинных пробоотборников отечественного производства. Пробоотборники состоят из приемной камеры, служащей для заполнения пластовой жидкостью и обеспечивающей герметичность отобранной пробы, а также управляющего устройства, закрывающего клапаны приемной камеры [1]. В отечественной нефтегазовой отрасли наибольшее распространение получили глубинные пробоотборники трех типов: проточные - с открытой камерой (ПД-3М, ПГ-1000, СИМСП20П, ПГПр, ПГМ-48-500), непроточные - с закрытой камерой (ВПП-300, СИМСП20В, ПГМ-36-300) и проточно-поршневые (ППП-800) (рисунок, таблица).
Проточные пробоотборники применяются в основном для отбора проб в фонтанных скважинах при сравнительно небольших вязко-стях нефти и высоких дебитах, когда имеется уверенность, что после спуска прибора на заданную глубину произойдет полное замещение объема приемной камеры пластовой жидкостью. Во время спуска прибора восходящий поток скважиной жидкости свободно проходит через камеру, клапаны закрываются лишь после достижения заданной глубины. При подъеме пробоотборника давление в приемной камере вследствие уменьшения температуры несколько падает, но менее интенсивно, чем внешнее давление. Поэтому разность давлений, действующих на клапаны, все время увеличивается, что способствует более надежной герметизации отобранной пробы.
Среди достоинств проточных пробоотборников простота, высокое отношение полезной длины к общей, низкий эквивалентный диаметр и высокая эффективная плотность. Недостатки: контакт флюида с рабочей
жидкостью при лабораторных исследованиях, необходимость выдержки на забое с целью замещения забойной нефтью смеси, попавшей в пробоотборник при его движении в трубах.
Непроточные пробоотборники применяют для отбора пробы в скважинах, где интенсивно выделяется парафин, в нефонтанирую-щих скважинах, при большой вязкости нефти. Приемная камера этих приборов во время спуска закрыта. Проба на заданной глубине отбирается последовательным открытием-закрытием клапана. Конструкции пробоотборников этого типа различают по принципу управления клапаном и способу заполнения приемной камеры. Наиболее широко применяются непроточные пробоотборники с принудительным всасыванием. Непроточные пробоотборники имеют ряд принципиальных преимуществ перед проточными: они заполняются нефтью непосредственно на забое и с меньшими затратами времени могут обеспечить большее соответствие пробы забойной нефти. Кроме того, в них очень просто решается вопрос отделения пробы от рабочей жидкости.
Для увеличения точности определения свойств пластовой нефти рекомендуется отбирать несколько проб из одной и той же скважины, поэтому пробоотборники могут быть одно- и многокамерные.
Проточно-поршневые пробоотборники целесообразно использовать на месторождениях, где развит режим растворенного газа, когда необходимо производить отбор в скважинах только одной жидкой фазы, несмотря на то что поток в скважине двухфазный. Такие пробоотборники снабжены специальными механизмами, позволяющими производить разновременное закрытие клапанов пробоотборника - сначала нижнего, а потом верхнего. Этим достигается заполнение пробоотборника одной жидкой фазой в случае, если движущийся поток нефти является двухфазным. В момент, когда оба клапана открыты, через пробоотборник проходит двухфазный поток. После того как нижний клапан закрывается, свободный газ, поступивший в пробоотборник, выходит через открытый верхний клапан в силу разности плотностей газовой и жидкой фаз и замещается дополнительным количеством нефти через верхний клапан. Спустя некоторое время, устанавливаемое оператором, закрывается верхний клапан, после чего пробоотборник извлекается из скважины [2]. Пробоотборники данного типа
возможно применять для отбора глубинных проб на нефтяных объектах ПАО «Газпром», в большинстве случаев представленных тонкими нефтяными оторочками в составе нефтега-зоконденсатных месторождений.
Один из наиболее ранних представителей отечественного пробоотборного оборудования - проточный пробоотборник ПД-3М. Большой объем отбираемой пробы, простота конструкции и обслуживания обеспечили ему широкое применение для отбора проб маловязкой нефти. К недостаткам можно отнести ограничения по пластовым давлению и температуре. В дальнейшем были разработаны проточные пробоотборники ПГ-1000, ПГ-1000-01, ПГПр с меньшим полезным объемом, тем не менее рассчитанные на более высокие значения термобарических параметров.
Среди непроточных пробоотборников широкое применение получила модель ВПП-300. Прибор комплектуется тремя сменными приемными камерами, что позволяет при использовании одного гидравлического реле времени последовательно отобрать три пробы нефти. К недостаткам можно отнести необходимость поддержания оператором высокой степени чистоты при работе пьезопривода.
1
2
3
Рис. 1. Принципиальные схемы глубинных пробоотборников: 1 - проточный; 2 - непроточный (всасывающий); 3 - проточно-поршневой
л с
а р
т о
«
о в о
т
а г е
т ■&
е н в х ы
м еу
ь л о
р
о б т о о б
о р
п
х ы
б
у
улг
х
£
о и
К
о &
ч? 8
1)
1 £ ^ а
и 3
та и 1 Л Й К К Ю 3 н 3
о О
ю °
о Й и &
! &
н
й £
о «
о
X
^
5
о
6
О
л -
и
К
^
о О
Й
I
Л Рч
о о о
3
о -
с
И
о &
£ &
2
с &
с
о
и 8
и ч и Л и о
И
! £ н
о
«
«
[2 о
Л &
к
с
о
а
о
С
Также были созданы приборы (СИМСП, ПГМ, см. рисунок), имеющие проточную и непроточную модификации, а также электронное управление клапанами, позволяющее контролировать время отбора, что сделало их более универсальными.
Для отбора проб в двухфазном потоке используются проточно-поршневые пробоотборники с разновременным закрытием клапанов. Количество таких приборов сравнительно невелико. Один из них - проточно-поршневой пробоотборник ППП-800, разработанный в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» [3]. В состав ППП-800 входят приемная камера, верхний и нижний клапаны, поршень, уплотнительные узлы, штоки клапанов для удержания пробы в пробоотборнике, стопорный механизм, верхняя головка и нижний наконечник с отверстием для прохода флюида, а также перемешивающее устройство, расположенное в приемной камере между верхним и нижним клапанами. Поршень выполнен в виде цилиндрического тела с осевой проточкой, в которой размещен подпружиненный клапан, и в нижней части снабжен удерживающей и ограничительной гайками. При этом предусмотрена возможность соединения прибора (как снизу, так и сверху) с механизмом управления клапанами. На данный момент ведется разработка электронночасовых механизмов управления клапанами пробоотборника.
Следует отметить, что в настоящее время рекомендуемым условием для максимально представительного отбора качественной глубинной пробы является поддержание ее исходного фазового состояния от момента отбора на забое до перевода в ячейку РУТ-установки, и соблюдение данного условия в конструкции пробоотборника предпочтительно. Современные разработки пробоотборного оборудования ведутся именно в этом направлении.
НПП «Керн» совместно с Уфимским государственным авиационным техническим университетом ведет разработку пластоиспытателя ПЛГК-120 на кабеле, позволяющего проводить экспресс-анализ свойств пластовых флюидов, а также отбор глубинных проб с поддержанием пластовых условий с целью сохранения однофазного состояния [4].
Модуль отбора и хранения проб пласто-испытателя состоит их двух камер хранения (объемом по 300 см3) и клапана разряжения (глубинный насос). Клапан разряжения поршневого типа способен прокачивать флюид через
модули прибора за один ход поршня в объеме 90 см3. Камеры хранения прибора позволяют сохранять давление пробы до ее разгерметизации в лаборатории при дальнейшем исследовании.
ПЛГК-120 легче (300 кг) и меньше (габаритные размеры: диаметр 126 мм, длина не более 8 м) зарубежных аналогов. В отличие от импортных приборов он не имеет уравнительного клапана, поэтому гидравлический модуль пла-стоиспытателя не сообщается со скважинной жидкостью, что обеспечивает надежную работу гидроэлементов при повышенной температуре среды (до 120 °С).
ПЛГК-120 оборудован гидравлической системой энергонезависимой расфиксации в стволе скважины: в случае повреждения геофизического кабеля и прекращения электропитания глубинного модуля прибор автоматически складывается в транспортное положение. Модульная конструкция ПЛГК-120 позволяет дорабатывать или заменять любой модуль в зависимости от задач и условий эксплуатации без выполнения трудоемких и затратных мероприятий по доработке всей конструкции.
Один из основных принципов, который исповедуют зарубежные компании при разработке технологий отбора проб, - отбор в пробоотборник поршневого типа с поддержанием пластового давления. Этот способ дорог, требует большого количества оборудования и, кроме того, подразумевает использование жидкого азота, требующего специальной оснастки и сложной технологии заправки пробоотборников. В случае когда компания не продает свои приборы, а предлагает дорогостоящий сервис, включающий также и интерпретацию полученных данных (в том числе и за рубежом), возникают риски, связанные с разглашением стратегической геологической информации.
С учетом этих факторов современные российские приборы более простых конструкций и технологических решений, например, такие как ПЛГК-120 и ППП-800, могут служить альтернативой импортным аналогам. Однако при этом необходима серьезная модернизация технологии отбора, включая операции по изоляции (пакерованию) зоны отбора, прокачке двукратного объема и последующему заполнению поршневого пробоотборника, одновременному отбору двух и более проб при одном спуске, отбору с разных интервалов. Разработка и внедрение новых технических
средств, обеспечивающих отбор проб с сохранением пластовых условий, качественного, количественного и фазового составов, позволит обеспечить техническое и технологическое совершенство отечественных разработок. В свете поставленной задачи импортозамещения это приобретает еще большую актуальность.
Кроме того, исходя из существующих задач интеграции дочерних компаний в Корпоративную систему работ с керновым материалом и пластовыми флюидами особую значимость для ПАО «Газпром» приобретает разработка единого методического подхода к выбору пробоотборного оборудования для обеспечения качественного и представительного отбора глубинных проб пластовых флюидов. Такие работы запланированы и уже осуществляются в Корпоративном центре исследования пластовых систем (керн и флюиды).
Список литературы
1. Хазнаферов А.И. Исследование пластовых нефтей / А.И. Хазнаферов; под ред. В.Н. Мамуны. - М.: Недра, 1987. - 116 с.
2. Мамуна В.Н. Экспериментальное исследование пластовых нефтей / В.Н. Мамуна, Г.Ф. Требин, Б.В. Ульянинский. - М.: ГОСИНТИ, 1960. -143 с.
3. Пат. 2333358 РФ. Глубинный пробоотборник / Н.С. Остроухов, А.С. Балахнов, М.М. Солодков и др.; заяв. № 2006144622 от 15.12.2006; опубл. 10.09.2008.
4. Галлямов Ш.Р. Пробоотборник пластового флюида / Ш.Р. Галлямов, О.М. Дубровин, А.В. Месропян и др. // Вестник УГАТУ - Уфа: УГАТУ, 2012. - Т. 16. - № 5 (50). - С. 121-127.
