Контроль за изменением свойств нефти, газа и воды в процессе разработки

 

Контроль изменения свойств нефти в процессе разработки. Контроль за изменением свойств нефти проводится после отбора глубинных проб специальными пробоотборниками.

В лаборатории отобранные глубинные пробы исследуют на установках для анализа проб пластовых (газонасыщенных) нефтей. Нефть из глубинного прибора в установку переводят с помощью блока перевода без нарушения естественных условий. Пробу в установке перемешивают. Установка позволяет определять давление насыщения нефти газом, коэффициент сжимаемости, газосодержание, плотность, объемный коэффициент и усадку нефти, температуру начала кристаллизации парафина, исследовать процессы разгазирования нефти при разных температурах.

Глубинный пикнометр предназначен для оперативного измерения прямым методом плотностей нефти и воды. Принцип его действия состоит в том, что пробу пластовой жидкости забирают на заданной глубине скважины в специальную пикнометрическую капсулу известного объема, которую после извлечения прибора из скважины взвешивают на рычажных весах. При этом отпадает необходимость в лабораторной имитации пластовых условий.

Глубинный вискозиметр предназначен для измерения динамической вязкости пластовых нефти и воды непосредственно в условиях НГДУ.

Глубинный экспансиметр предназначен для оперативного измерения в условиях НГДУ коэффициента объемной упругости (коэффициента сжимаемости) пластовой нефти и воды. Действие его основано на принципе сообщающихся сосудов, согласно которому изменение давления в одном сосуде вызывает соответствующее изменение давления в смежном сосуде.

Глубинный сатуриметр предназначен для оперативного измерения величины давления насыщения непосредственно в скважинных условиях. Он выполнен в виде трубы, объединяющей пробозаборную камеру и регистрирующий манометр. На заданной глубине в пробозаборную камеру поступает проба нефти и герметично отсекается в ней. Специальное устройство производит расширение нефти в пробозаборной камере, а регистрирующий манометр фиксирует соответствующее давление.

Контроль изменения свойств воды в процессе разработки. Контроль изменения свойств воды в процессе разработки осуществляется путем отбора проб глубинными пробоотборниками или на устье скважины с последующим их анализом. Анализы вод производят как в стационарных, так и в полевых гидрохимических лабораториях.

При исследовании вод в первую очередь определяют ионы СН, HCOi, SO²,-, Ca²⁺, Mg²⁺, Na⁺, а также плотность и рН воды.

Для изучения изменения газовой фазы пластовой воды (С0₂, H₂S и др.) пробы необходимо отбирать глубинными пробоотборниками и исследовать в стационарной лаборатории.

Сравнение ряда анализов пластовой воды на различные даты позволяет охарактеризовать происходящие в пласте процессы и предпринять меры для предотвращения нежелательных явлений, таких, как выпадение гипса в призабойной зоне скважины.

Контроль изменения свойств газа в процессе разработки. Для определения состава газа пробы его, отобранные пробоотборниками непосредственно из скважины или из газосепаратора на устье скважины, анализируют в лабораторных условиях. Для покомпонентного анализа газа, не содержащего конденсат, используют газовые хроматографы.

Хроматография заключается в разделении сложных смесей газов на индивидуальные компоненты при их движении вдоль слоя сорбента. Сорбент, находящийся в хроматографической колонке, разделяет сложную анализируемую газовую смесь на временную последовательность бинарных смесей газа-носителя с одним из анализируемых компонентов (метаном, этаном, пропаном, бутаном, пентаном, гексаном). После прохождения бинарных смесей через газоанализатор получают хроматограмму - последовательность пиков, каждый из которых характеризует содержание оп­ределенного компонента в анализируемой смеси в %. Время хроматографического анализа одной пробы газовой смеси на современных хроматографах около 6 мин.

При разработке газоконденсатных месторождений кроме контроля динамики состава газа необходимо проводить контроль за газоконденсатной характеристикой (ГКХ). При контроле за ГКХ пробы газа отбирают с помощью передвижных стационарных установок и затем исследуют на лабораторной установке фазовых равновесий, основной частью которой является термостатируемый сосуд высокого давления изменяемого внутреннего объема - бомба PVT. После исследования рекомбинируемой пробы пластового газа начального состава, полученной соединением проб газа сепарации и нестабильного конденсата в заданных соотношениях, на бомбе PVT на различных режимах строят кривую потенциального содержания группы компонентов С_5+в (пентан+вышекипящие) в добываемом газе q (в см³/м³ или г/м³) в зависимости от текущего пластового давления. Контроль за составом газа при разработке газоконденсатных месторождений проводят периодически.