Пробоотборники ПГПр: часто задаваемые вопросы
версия для печатиПри какой максимальной вязкости пластовой жидкости может работать пробоотборник ПГПр?
До 2000 мПа *С (сантипуаз).
Есть ли возможность измерения параметров Р и Т в камере пробоотборника?
Мы считаем это неоправданным усложнением конструкции пробоотборника, т. к. для замера параметров Р и Т внутри камеры необходимо будет каждую камеру оснастить чувствительными элементами и приспособлением для считывания информации. Последнее повлечет за собой удорожание конструкции. Температура пробы в камере всегда равна температуре окружающей среды и ее замер не представляет проблем. Для определения давления внутри камеры достаточно на один из клапанных узлов навернуть разрядную головку (которая входит в комплект поставки), затем всё пространство между клапаном и головкой заполняется солевым раствором и герметизируется. Затем к разрядной головке подключить преобразователь через импульсную трубку и при помощи толкателя открыть клапан - давление соответствует давлению в камере (согласно СТО РМНТК 153-39,002-2003, стр.14).
Есть в наличие разделительный поршень, для того чтобы поддавливающая жидкость не контактировала с нефтью?
Применение в качестве поддавливающей жидкости глицерина не создает никаких проблем в процессе перевода пробы из камеры пробоотборника в исследовательскую установку.
Согласно п.8.9 ОСТ 153-39.2-048-2003, стр.11 «Перевод пробы должен осуществляться средствами, использующими инертные к нефти материалы и рабочие жидкости и газы». Наличие разделительного поршня в пробоотборнике проточного типа приведет к значительному его удорожанию, т.к. внутренняя поверхность камеры потребует прецизионной механической обработки.
Как происходит перевод пробы для парафиновых и высокопарафиновых нефтей?
Согласно п.8.8 ОСТ 153-39.2-048-2003, стр.10 «Для парафиновых и высокопарафиновых нефтей (содержание парафина более 1,5 % по ОСТ 38.01197-80) перевод пробы из пробоотборника в контейнеры или в исследовательскую аппаратуру должен сопровождаться термостатированием пробоотборника при температуре на 3...5 °С выше пластовой. Предварительно нагретая проба должна быть перемешана.
Примечание. Перевод пробы при комнатной температуре допускается, если вся нефть, включая твердую фазу, может быть полностью переведена из пробоотборника.
Нам необходим прибор для отбора проб в скважинах при температуре до 200 °С.
В данном случае можем предложить пробоотборник механический ПГПр.
Возможность отбора 2-3 проб одновременно при минимальной общей длине конструкции?
По мнению специалистов-эксплуатационников, это просто маркетинговый зод производителей пробоотборников. В ОСТе четко указывается , что необходимо произвести отбор трех проб с одной глубины. «при попытке отбирать все три пробы одновременно разброс между верхней и нижней точкой отбора составит более 5 метров — это, конечно, не критично, но тем не менее ниже точности любого из счетчиков. И как правило, все предлагаемые решения пробоотборников по отбору одновременно двух и более проб идут в ущерб нормальной работы самих же конструкций. Кроме того, значительно увеличенная длина конструкции, более 4÷5 метров усложняет процесс установки пробоотборника в стандартный лубрикатор, а также требует привлечения геофизического оборудования по подъему такого типа пробоотборника.
Наличие влагомера в пробоотборнике?
По опыту работы эксплуатационников Сургутнефтегаз с преобразователями серии АМТ производства «ГРАНТ», «Сиам», наличие датчиков влагомера не представляется первостепенной задачей при проведении гидродинамических исследований. «Много информации снимаем с двух параметров:давление и температура. По темпу изменения температуры в точке при постоянном давлении (депрессии) определяются рабочая длина горизонтального участка скважины, а также доля вклада каждого из участков в общий дебит. По величине изменения температуры при резком изменении давления определяется процент воды в окрестности датчика прибора. При поинтервальном замере давления и температуры по стволу скважины легко, по значению плотности жидкости, можно определить водно-нефтяной контакт. По изменению градиента температуры и плотности по стволу скважины можно «подловить» даже момент начала выхода газа из нефти, т. е. определить давление насыщения».
Возможность отбора газа пробоотборником?
Отбирать газ глубинными пробоотборниками нерационально. Для исследований необходим объем газа в нормальных условиях равный 10 - 15 куб м. В пробоотборник входит 500 - 600 мл при забойном давлении - в нормальных условиях это составит не более 5 - 6 куб м. Поскольку газ практически не меняет свои свойства по стволу скважины, правильнее и экономичнее производить отбор пробы на устье, специальными пробоотборниками.
Кроме того, во время спуска пробоотборник находится в открытом состоянии, клапана выполненные из резины будут насыщаться газом и могут поменять свою форму, что крайне нежелательно. Как следствие, проба в камере не будет загерметизирована при срабатывании стыкового реле на закрытие клапанов.