RU106653U1 - Пробоотборник пмг-2 - Google Patents

Abstract

1. Пробоотборник ПМГ-2 глубинный всасывающего типа, содержащий приемную камеру с клапанным узлом, буферную камеру с временным релейным механизмом и ловушку, позволяющий разделить пластовый флюид на нефть и воду в пластовых условиях. ! 2. Пробоотборник ПМГ-2 по п.1, отличающийся тем, что ловушка в исходном положении позволяет притекающему флюиду протекать вместе со свободным газом без задержки. ! 3. Пробоотборник ПМГ-2 по п.1, отличающийся тем, что при достижении глубины, где давление выше давления насыщения, ловушка спускается, герметизируя верхнюю часть, оставляя открытой нижнюю, позволяя скапливаться нефти под верхней герметизированной частью. ! 4. Пробоотборник ПМГ-2 по п.1, отличающийся тем, что время, необходимое для заполнения ловушки, определяется расчетным путем.

Description

Полезная модель Пробоотборник ПМГ-2, в дальнейшем по тексту пробоотборник, относится к области горной промышленности и может быть использован для отбора глубинных проб нефти в действующих и разведочных скважинах, работающих как фонтанным способом, так и оборудованных погружными электроцентробежными насосами.

В настоящее время в практике промысловых работ при испытании и опробовании поисковых и разведочных нефтяных скважин используются пробоотборники, позволяющие отобрать пробы в заранее выбранной точке отбора, в которой пластовая нефть находится в однофазном состоянии при значении давления выше значения давления насыщения газом.

Известные пробоотборники [1] предусматривают возможность отбора флюида из скважины без раздела на среды вода - нефть. В случае высокой обводненности продукции скважины в приемную камеру пробоотборника попадает вода, как наиболее подвижная из сред.

Недостатком существующих пробоотборников является ограничение их применения для отбора представительной пробы из скважин с содержанием воды в продукции более 15%.

Основным критерием представительности проб нефти является сходимость между результатами PVT-исследований каждой пробы. Для обеспечения представительности проб нефти необходимо соблюдение условия, когда нефть находится в однофазном состоянии при давлении выше давления насыщения, т.е. когда весь газ находится в растворенном состоянии. При этом поток должен состоять только из нефти, поскольку при двухфазном флюиде (нефть+вода) вода попадет в приемную камеру быстрее из-за ее большей подвижности.

Целью полезной модели является обеспечение отбора представительных проб нефти в скважинах с большой степенью обводненности (более 15%), работающих фонтанным способом или оборудованных погружными электроцентробежными насосами. Цель достигается за счет разделения сред пластового флюида в скважине на нефть и воду из-за разницы по величине воздействия сил гравитации на различные по плотности фазы пластового флюида. Пластовый флюид (нефть+вода), поступая из пласта в скважину, поднимается по насосно-компрессорным трубам и попадает в ловушку (колокол) пробоотборника, спущенного на глубину, где давление превышает давление насыщения и отсутствует свободный газ. Поток, состоящий из нефти и воды, проходит через ловушку. Более легкая по плотности нефть скапливается в ловушке, а более тяжелая вода вытесняется из нее. Затем после заполнения ловушки нефть из нее поступает в приемную камеру пробоотборника.

Пробоотборник состоит из приемной камеры с разделительным поршнем, буферной камеры и ловушки, представляющей из себя цилиндрическую трубу, нижнее отверстие который открыто, а верхнее герметизировано выше клапанного узла приемной камеры. После времени, необходимого для заполнения объема ловушки нефтью, открывается отверстие для перелива буферной жидкости, открывая доступ нефти в приемную камеру пробоотборника. Приемная камера после заполнения нефтью закрывается клапанным узлом. Затем пробоотборник поднимается на поверхность, клапанный узел герметизируется за счет разницы давления внутри и вне пробоотборника. Пробоотборник со сменными приемными камерами спускается в скважину три раза для отбора трех качественных проб.

На фиг.1 представлен чертеж пробоотборника состоящего из корпуса 1 в форме цилиндра, с релейным узлом 2, который поднимает шток 3 с запорным органом 4, перекрывающим отверстие 5 в пластине 6, ограничивающий ход разделительного поршня 7. Снизу к корпусу 1 герметично закреплено основание 8 со сквозным отверстием 9 в центре, которое перекрывается клапаном 10, под действием пружины 11, причем наружный диаметр основания 8 больше наружного диаметра корпуса 1 на величину h. Объем между пластиной 6 и дном релейного узла 2 является буферной камерой 12. Пространство между пластиной 6 и поршнем 7 заполнено жидкостью 13 (масло, глицерин и т.п.). По наружной поверхности корпуса 1 перемещается колокол 14 с заплечиками шириной δ. На наружной цилиндрической поверхности колокола 14 закреплено кольцо 15 с несколькими усиками 16 (более двух). Верхний конец усиков отжимается от цилиндрической наружной поверхности колокола 14 за счет пружин 17, расположенных в гнездах 18.

Полезная модель «Пробоотборник ПМГ-2» работает следующим образом. Пробоотборник заводят в скважину (на чертеже 1 не показана), с корпусом колокола 14, зафиксированным в верхнем положении, и опускают в скважину на максимально возможную глубину (где давление в скважине будет заведомо выше давления насыщения). Затем начинается подъем пробоотборника, который своими усиками 16 зацепляется за первый встреченный стык 19 (фиг.2) колонны нососно-компрессорных труб (НКТ) 20. Дальнейший подъем пробоотборника приводит к скольжению колокола 14 вниз по наружной цилиндрической поверхности корпуса 1 до соприкосновения с верхней поверхностью кольца основания 8 (клапан 10 (фиг.1) под действием пружины и поршня 7 находится в закрытом состоянии и через него жидкость не проходит). При этом создается камера 21 для приема пластового флюида 22 ограниченная сверху нижней поверхностью основания 8, а с боков - внутренней боковой поверхностью корпуса колокола 14 (фиг.2). Пластовый флюид 22, заполнив камеру 21, начнет разделяться на нефть 23 (фиг.3), которая будет находиться в верхней части камеры 21, поскольку ее удельный вес меньше удельного веса воды и на воду, которая будет внизу (фиг.3). Выждав определенное время, когда камера 21 заполнится только нефтью 23 (без примеси воды и растворенного газа), релейный узел освобождает шток 3 с клапаном 4, при этом открывается отверстие 5 и жидкость 13 под действием поршня 7 переходит в буферную камеру 12 (фиг.4).

После того, как разделительный поршень 7 дойдет до пластины 6, давление внутри пробоотборника и вне его уравняется, а клапан 10 под действием пружины 11 перекроет отверстие 9, исключая выход чистой нефти 23 из пробоотборника.

Затем производят подъем пробоотборника, при этом усики 16 проворачиваются на своей оси сжимая пружину 17.

Технико-экономическая или иная эффективность

1. Предотвращение отбора некачественных проб пластовой нефти в полной мере характеризующей объект исследования (пласт).

2. Независимость от степени обводненности продукции скважины при выборе скважины для отбора пластовой нефти.

3. Возможность отбора проб нефти на малых притоках на стадии освоения скважины методом компрессирования.

Литература

1. В.Н.Мамунина, Г.Ф.Требин, Б.В.Ульяновский «Глубинные пробоотборники и их применение», Москва - 1961

Claims (4)

1. Пробоотборник ПМГ-2 глубинный всасывающего типа, содержащий приемную камеру с клапанным узлом, буферную камеру с временным релейным механизмом и ловушку, позволяющий разделить пластовый флюид на нефть и воду в пластовых условиях.

2. Пробоотборник ПМГ-2 по п.1, отличающийся тем, что ловушка в исходном положении позволяет притекающему флюиду протекать вместе со свободным газом без задержки.

3. Пробоотборник ПМГ-2 по п.1, отличающийся тем, что при достижении глубины, где давление выше давления насыщения, ловушка спускается, герметизируя верхнюю часть, оставляя открытой нижнюю, позволяя скапливаться нефти под верхней герметизированной частью.

4. Пробоотборник ПМГ-2 по п.1, отличающийся тем, что время, необходимое для заполнения ловушки, определяется расчетным путем.