Отбор проб пластовых флюидов

Кратко о главном

Проба представительна, если её состав равен составу пластового флюида. Пока у забоя давление выше давления насыщения (точки росы), к скважине идёт однофазный пластовый флюид; ниже — смесь, состав которой зависит от режима и времени.
Перед отбором скважину очищают от фильтрата и технологических жидкостей, затем ступенями снижают дебит, пока забойное давление не поднимется выше давления насыщения с запасом и не стабилизируются газовый фактор, давления и обводнённость.
Обычная глубинная проба в жёсткой камере становится двухфазной, остыв на несколько градусов: давление однофазной нефти падает на $\beta_o/c_o$ — около 0,6 МПа на градус. Однофазный пробоотборник держит давление азотной подушкой.
Фильтрат РУО растворяется в нефти полностью. Откачку опробователем ведут, пока датчики не покажут приемлемое загрязнение, остаток пересчитывают в лаборатории; в дегазированной нефти доля фильтрата больше, чем в пластовом объёме: нефть усаживается, фильтрат — нет.
Газ и нефть сепаратора рекомбинируют по газовому фактору, отнесённому к нефти сепаратора и исправленному на фактическую плотность газа; ошибка газового фактора прямо переходит в давление насыщения.
Газоконденсат отбирать труднее всего: выпадение конденсата у забоя, расслоение в стволе, вынос капель в сепараторе. Качество проб проверяют сразу на скважине, и каждую пробу сопровождает паспорт.

Ключевые соотношения

q_{\max} = J\,(\bar p - p_{\text{нас}} - \delta)

наибольший дебит отработки с запасом $\delta$ над давлением насыщения

\left(\dfrac{\partial p}{\partial T}\right)_V = \dfrac{\beta_o}{c_o}

изменение давления однофазной нефти в жёсткой камере на градус

x_{\text{ст}} = \dfrac{\eta}{\eta + (1 - \eta)/B_o}

доля фильтрата в дегазированной нефти по его доле $\eta$ в пластовом объёме

R_{\text{рек}} = R_{\text{сеп}}/B_{\text{сеп}}

газ сепаратора на 1 м³ нефти сепаратора — пропорция рекомбинации

Где чаще всего ошибаются

Отбирать пробу нефти при забойном давлении ниже давления насыщения или сразу после работы скважины с большой депрессией.
Рекомбинировать по газовому фактору, отнесённому к дегазированной нефти, как будто он отнесён к нефти сепаратора.
Брать газовый фактор с расходомера без поправки на фактическую плотность газа и сверхсжимаемость.
Считать пробу из скважины на РУО чистой без оценки загрязнения.
Перевозить однофазную жидкую пробу в баллоне без газовой подушки: при нагреве на несколько градусов давление растёт на мегапаскали.
Отправить пробу без паспорта: без условий отбора она бесполезна.

После урока вы сможете

объяснить, что делает пробу представительной и почему пробы отбирают в начале разработки при давлении у забоя выше давления насыщения;
выбрать режим отработки скважины перед отбором проб и оценить время, за которое продукция в стволе сменится пластовой;
сравнить глубинный, пластовый (опробователем) и поверхностный способы отбора и выбрать подходящий для нефти и газоконденсата;
объяснить, почему обычная глубинная проба при подъёме становится двухфазной и как этому препятствует однофазный пробоотборник;
оценить загрязнение пробы фильтратом раствора на углеводородной основе (РУО) по данным откачки и пересчитать его в долю дегазированной нефти и в поправку газового фактора;
рассчитать соотношение газа и нефти сепаратора для рекомбинации и проверить пробы на скважине по давлению в пробоотборнике и давлению насыщения.

Когда и как отбирают пробы

Лаборатории нужно немного вещества: для полного исследования нефти обычно хватает литра-двух пластовой смеси в нескольких баллонах, для газоконденсата нужно больше — жидкости в нём мало. Трудность в другом: эта смесь должна иметь тот же состав, что и флюид в пласте. Пробу называют представительной (representative), если она отвечает пластовому флюиду залежи или хотя бы области дренирования скважины.

Главное условие — давление. Пока у забоя давление выше давления насыщения нефти или давления начала конденсации газоконденсата, к скважине притекает однофазный флюид пласта. Ниже у скважины выделяется газ или выпадает конденсат, фазы движутся с разной скоростью, и к скважине приходит смесь иного состава (Фазовое поведение: чистые вещества и двухкомпонентные смеси). Поэтому пробы стараются отобрать как можно раньше — в разведочных и первых эксплуатационных скважинах, пока пластовое давление не снизилось, — и при минимальной депрессии (Типы пластовых флюидов).

Способы отбора проб

Способ: Глубинная проба
Где отбирают: в стволе против пласта, пробоотборником на кабеле или проволоке
Когда подходит: нефть, если в месте отбора давление выше давления насыщения
Главный риск: двухфазность у забоя и при подъёме, вода в стволе

Способ: Проба опробователем
Где отбирают: прямо из пласта в открытом стволе (Замеры давления опробователем пластов на кабеле)
Когда подходит: разведка до спуска колонны; нефть, газ, вода из выбранных пропластков
Главный риск: загрязнение фильтратом бурового раствора

Способ: Сепараторные пробы
Где отбирают: газ и нефть сепаратора, затем рекомбинация
Когда подходит: газоконденсаты, нефти с высоким газовым фактором, обводнённые скважины
Главный риск: ошибка газового фактора, неустановившийся режим

Способ: Устьевая проба
Где отбирают: на устье скважины
Когда подходит: только если поток на устье однофазный
Главный риск: разгазирование в стволе

Способ	Где отбирают	Когда подходит	Главный риск
Глубинная проба	в стволе против пласта, пробоотборником на кабеле или проволоке	нефть, если в месте отбора давление выше давления насыщения	двухфазность у забоя и при подъёме, вода в стволе
Проба опробователем	прямо из пласта в открытом стволе (Замеры давления опробователем пластов на кабеле)	разведка до спуска колонны; нефть, газ, вода из выбранных пропластков	загрязнение фильтратом бурового раствора
Сепараторные пробы	газ и нефть сепаратора, затем рекомбинация	газоконденсаты, нефти с высоким газовым фактором, обводнённые скважины	ошибка газового фактора, неустановившийся режим
Устьевая проба	на устье скважины	только если поток на устье однофазный	разгазирование в стволе

Испытание пласта на трубах тоже даёт глубинные и сепараторные пробы (Гидродинамические исследования: цели и виды). Пробы пластовой воды нужны для сопротивления воды, совместимости с закачиваемой водой и солеотложения.

СхемаТри способа отбора (схема): глубинный пробоотборник на проволоке против интервала перфорации; опробователь на кабеле откачивает загрязнённый фильтратом флюид в ствол и затем направляет чистый в пробоотборную камеру; пробы газа и нефти из линий сепаратора.

Проба ниже давления насыщения

Если у забоя давление опустилось ниже давления насыщения, состав притока меняется непредсказуемо. Пока выделившийся газ неподвижен — его насыщенность ниже критической, — он остаётся в пласте, и газовый фактор на поверхности ниже истинного. Когда газ стал подвижным, он обгоняет нефть, и газовый фактор выше истинного. У газоконденсата выпавший конденсат остаётся у скважины, и приходит обеднённая смесь. Простым пересчётом такую пробу не исправить.

Подготовка скважины к отбору проб

Подготовка скважины (отработка, well conditioning) начинается с очистки: скважина выносит фильтрат бурового раствора, жидкость глушения, остатки кислоты после обработки. Окончание очистки видно по составу попутной воды — хлоридам, pH, индикаторам, добавленным в технологические жидкости. Затем скважину переводят на режим отбора проб.

Порядок подготовки

1
Очистка
работа на дебите, достаточном для выноса технологических жидкостей, с контролем состава воды и примесей.
2
Снижение дебита ступенями
на каждой ступени ждут стабилизации; забойное давление должно подняться выше давления насыщения с запасом на неточность его оценки.
3
Стабилизация
газовый фактор, давления на устье и в сепараторе, температура и обводнённость несколько часов подряд не меняются в пределах точности замеров.
4
Отбор
глубинные пробы — на этом режиме или в остановленной скважине; сепараторные — на этом режиме, газ и жидкость одновременно, с записью всех параметров.

Наибольший дебит отработки перед отбором проб

q_{\max} = J\,(\bar p - p_{\text{нас}} - \delta)

где:

$q_{\max}$ наибольший дебит, при котором забойное давление не ниже $p_{\text{нас}} + \delta$ , м³/сут (нефть в стандартных условиях)
$J$ коэффициент продуктивности скважины по дегазированной нефти, м³/(сут·МПа)
$\bar p$ пластовое давление в области дренирования, МПа
$p_{\text{нас}}$ давление насыщения ( $p_b$ в обозначениях темы Модель «чёрной нефти»: газосодержание и объёмные коэффициенты; для газоконденсата — давление начала конденсации) — по аналогам, корреляциям или первым пробам, МПа
$\delta$ запас на неточность давления насыщения, МПа

Единицы: метрические промысловые единицы

Справедливо, если

приток однофазный и пропорционален депрессии: $q = J(\bar p - p_{wf})$ выше давления насыщения (Приток к скважине: диаграмма работы скважины);
$J$ измерен на этой скважине после очистки; пока скин-фактор меняется, $J$ меняется вместе с ним.

Чем ближе пластовое давление к давлению насыщения, тем меньше допустимый дебит и тем дольше отработка. В насыщенной залежи — например, под газовой шапкой — любая депрессия выводит нефть у забоя в двухфазную область; из таких пластов пробы берут на поверхности при минимальном дебите или опробователем с малой депрессией.

Расчётный примерВыбор режима отбора проб по ступеням дебита

Исходные данные (условные)

Нефть: та же, что в теме Модель «чёрной нефти»: газосодержание и объёмные коэффициенты: давление насыщения около 18 МПа при 85 °C (оценка, неточность ±1 МПа)
Пластовое давление и продуктивность: $\bar p = 21{,}0$ МПа, $J = 10$ м³/(сут·МПа)
Ступени дебита и газовый фактор: 60 м³/сут — 152 м³/м³; 40 — 127; 25 — 111; 15 — 110
НКТ (насосно-компрессорные трубы): внутренний диаметр 62 мм, длина до интервала перфорации 2450 м

Решение

Забойное давление на ступенях $p_{wf} = \bar p - q/J$ : при 60 м³/сут — 15,0 МПа, при 40 — 17,0, при 25 — 18,5, при 15 — 19,5 МПа. На двух первых ступенях оно ниже давления насыщения (а с учётом двухфазного притока, при котором продуктивность падает, — ещё ниже): у забоя выделялся газ, и газовый фактор 152 и 127 м³/м³ завышен свободным газом.
Допустимый дебит с запасом 1 МПа: $q_{\max} = 10\cdot(21{,}0 - 18 - 1{,}0) = 20$ м³/сут. Ступень 25 м³/сут под это условие не подходит, хотя газовый фактор на ней отличается от последнего всего на 0,9 % — в пределах точности замера.
Режим отбора — 15 м³/сут, $p_{wf} = 19{,}5$ МПа. Объём НКТ: $\pi/4\cdot 0{,}062^2\cdot 2450 = 7{,}40$ м³; нефть в стволе внизу занимает $15\cdot 1{,}347 = 20{,}2$ м³/сут, и один объём НКТ сменится примерно за 8,8 ч.

Ответ: Пробы отбирают при 15 м³/сут: забойное давление 19,5 МПа, на 1,5 МПа выше оценки давления насыщения. До отбора скважина работает на этом режиме, пока не сменятся несколько объёмов НКТ и газовый фактор с давлениями не стабилизируются, — обычно около суток.

Что это значит. Снижение газового фактора со 152 до 110 м³/м³ при снижении дебита — типичная картина: на больших депрессиях у забоя выделялся газ, а свободный газ подвижнее нефти. Время смены объёма НКТ оценено с запасом: выше уровня, где в трубах начинает выделяться газ, поток ускоряется. Знай мы давление насыщения точнее, подошла бы и ступень 25 м³/сут, но запас дешевле повторного отбора. Данные примера условные.

Глубинные пробы

Глубинный пробоотборник (bottom-hole sampler), которым отбирают глубинные пробы, — стальная камера объёмом порядка полулитра с клапанами. Его спускают на кабеле или проволоке через лубрикатор и устанавливают против пласта или немного выше интервала перфорации. Пока прибор идёт вниз, флюид свободно проходит через камеру; на заданной глубине клапаны закрываются — по часовому механизму, по команде или по сигналу встроенных датчиков давления и температуры, — и камера запирает порцию флюида при давлении и температуре места отбора.

Место выбирают так, чтобы туда не попадала вода, скопившаяся в зумпфе, и чтобы давление было выше давления насыщения; скважина при этом работает на режиме отбора или остановлена. Отбирают несколько проб подряд: совпадение их свойств — главный довод в пользу качества (раздел о проверке). На скважине содержимое пробоотборника переводят в транспортные баллоны.

Подъём пробы на поверхность — не нейтральная операция. Камера жёсткая, а нефть при охлаждении сжимается. Объём, в котором она заперта, не меняется, и давление однофазной жидкости падает очень быстро:

Изменение давления однофазной жидкости в жёсткой камере

\left(\frac{\partial p}{\partial T}\right)_V = \frac{\beta_o}{c_o}

где:

$\beta_o$ коэффициент теплового расширения пластовой нефти; обычно $(0{,}7\text{–}1{,}2)\cdot 10^{-3}$ , 1/°C
$c_o$ сжимаемость нефти выше давления насыщения, 1/МПа
$(\partial p/\partial T)_V$ изменение давления на градус при постоянном объёме, МПа/°C

Единицы: МПа и °C

Справедливо, если

камера жёсткая; тепловое расширение стали — несколько процентов от расширения нефти — немного смягчает падение давления;
нефть однофазна; когда выделяется газ, давление падает медленнее — его поддерживает газовая фаза.

Для нефтей отношение $\beta_o/c_o$ — порядка 0,5–1 МПа на градус. Охлаждение на несколько градусов съедает весь запас давления над давлением насыщения, а нагрев запертой жидкости на те же несколько градусов поднимает давление на мегапаскали.

Расчётный примерКогда обычная глубинная проба становится двухфазной

Исходные данные (условные)

Проба: отобрана при 19,5 МПа и 85 °C (режим из предыдущего примера); давление насыщения 18 МПа
Нефть: $\beta_o = 1{,}0\cdot 10^{-3}$ 1/°C (принят), $c_o = 1{,}6\cdot 10^{-3}$ 1/МПа
Давление насыщения при охлаждении: снижается на 0,06 МПа на градус (принято)

Решение

Давление однофазной нефти в жёсткой камере меняется на $\beta_o/c_o = 1{,}0/1{,}6 = 0{,}625$ МПа на градус, давление насыщения — на 0,06 МПа на градус.
Запас над давлением насыщения в момент отбора — $19{,}5 - 18 = 1{,}5$ МПа. Он сокращается на $0{,}625 - 0{,}06 = 0{,}565$ МПа за градус и исчезает после охлаждения на $1{,}5/0{,}565 = 2{,}7$ °C — при 82,3 °C и 17,84 МПа.
Дальше выделяется газ. У поверхности, при 20 °C, давление насыщения этой нефти — около 14,1 МПа, а проба уже двухфазна: над нефтью газовая шапка.
Обратный случай: та же однофазная жидкость, нагретая в жёстком баллоне на 10 °C, подняла бы давление на 6,25 МПа.

Ответ: Обычная проба становится двухфазной, остыв всего на 2,7 °C — ещё в стволе скважины.

Что это значит. Поэтому обычные глубинные пробы приходят на поверхность двухфазными — это не брак, а физика, и лаборатория восстанавливает их нагревом и сжатием с перемешиванием. Учёт теплового расширения стали камеры увеличивает допустимое охлаждение лишь до 2,8 °C. Коэффициент теплового расширения нефти и наклон давления насыщения приняты; данные примера условные.

Чтобы восстановить пластовую смесь, лаборатория нагревает такую пробу до пластовой температуры и поднимает давление выше давления насыщения, перемешивая, пока газ не растворится. Для газа это работает, для асфальтенов — не всегда: выпавшие при снижении давления асфальтены растворяются обратно медленно и не полностью (Ретроградная конденсация, парафины, асфальтены и флюиды высоких давлений).

Однофазный пробоотборник (single-phase sampler) решает задачу иначе: за поршнем камеры — азот под высоким давлением. После отбора азот поджимает пробу выше пластового давления, а при подъёме поршень следует за усаживающейся нефтью, и давление падает умеренно (дополнительный раздел). Такие камеры ставят и в опробователи на кабеле. Однофазные пробы нужны там, где разгазирование необратимо портит пробу: для исследований асфальтенов и других свойств, чувствительных к составу.

Глубинные пробы плохо подходят для газоконденсатов — в стволе почти всегда выпадает жидкость, и неизвестно, в какой пропорции фазы попадут в камеру, — и для сильно обводнённых скважин.

Пробы опробователем и загрязнение фильтратом

В разведочной скважине до спуска колонны пробы удобнее всего отобрать опробователем (Замеры давления опробователем пластов на кабеле): точно из выбранного пропластка и раньше любых других способов. Но порода у стенки пропитана фильтратом бурового раствора (Скважина как среда измерений: зона проникновения и глинистая корка), и первые литры, пришедшие к зонду, — почти чистый фильтрат. Поэтому прибор сначала откачивает флюид насосом в ствол, а анализатор в проточной линии следит за составом: оптической плотностью в разных участках спектра (цвет нефти, полосы метана и воды), флуоресценцией, плотностью, вязкостью, сопротивлением. Когда загрязнение стало приемлемым, поток направляют в пробоотборную камеру.

Откачку ведут с депрессией, при которой давление у зонда выше давления насыщения, иначе в камеру попадёт смесь фаз. Особенно осторожно отбирают нефть под газовой шапкой: у контакта она насыщена газом, и любая заметная депрессия выводит её в двухфазную область. Для плотных пород применяют двухпакерный модуль, а для быстрой очистки — зонды с охранным кольцом (focused probes): кольцо забирает загрязнённый поток с краёв, а центр — более чистый флюид.

Фильтрат раствора на водной основе с нефтью не смешивается и в пробе отделяется отстаиванием; он мешает в основном пробам пластовой воды — их загрязнение отслеживают по сопротивлению и по индикаторам, добавленным в раствор. Фильтрат раствора на углеводородной основе (РУО) — дизельное топливо, минеральное масло или синтетическая основа — растворяется в нефти полностью. Он разбавляет пробу: снижает газовый фактор и давление насыщения, меняет плотность и вязкость, добавляет в состав углеводороды основы.

Загрязнение оценивают по свойству, которым фильтрат и пластовая нефть различаются сильнее всего. В участке спектра, где нефть сильно окрашена, а основа почти прозрачна, оптическая плотность смеси пропорциональна доле нефти. Пока откачка продолжается, доля фильтрата убывает примерно по степенному закону от откачанного объёма; в распространённой эмпирической степенной модели, подобранной по промысловым замерам, показатель степени равен −5/12. Свойство чистой нефти находят экстраполяцией:

Загрязнение по оптической плотности и экстраполяция к чистому флюиду

\eta = 1 - \frac{\mathrm{OD}}{\mathrm{OD}_\infty},\qquad \mathrm{OD}(V) = \mathrm{OD}_\infty - a\,V^{-5/12}

где:

$\eta$ доля фильтрата в притекающем флюиде по объёму в пластовых условиях, доли единицы
$\mathrm{OD}$ оптическая плотность потока в выбранном канале анализатора, —
$\mathrm{OD}_\infty$ оптическая плотность чистого пластового флюида — предел при $V \to \infty$ , —
$V$ откачанный объём, л
$a$ коэффициент, подбираемый по замерам, —

Единицы: оптическая плотность безразмерна; объём — в любых единицах

Справедливо, если

фильтрат в выбранном канале прозрачен; если нет, $\eta = (\mathrm{OD}_\infty - \mathrm{OD})/(\mathrm{OD}_\infty - \mathrm{OD}_{\text{ф}})$ , где $\mathrm{OD}_{\text{ф}}$ — оптическая плотность фильтрата;
смешение линейно по объёму; показатель 5/12 эмпирический и зависит от геометрии притока и неоднородности пласта; в начале откачки закон не выполняется;
у газоконденсатов и светлых нефтей цветовой контраст мал — используют газовый фактор, плотность, полосы метана.

В координатах «оптическая плотность — $V^{-5/12}$ » точки ложатся на прямую, а её отрезок на оси даёт $\mathrm{OD}_\infty$ . Раз доля фильтрата убывает как $V^{-5/12}$ , чтобы уменьшить загрязнение вдвое, нужно откачать в $2^{12/5} \approx 5{,}3$ раза больше.

Загрязнение в доле дегазированной нефти

x_{\text{ст}} = \frac{\eta}{\eta + (1 - \eta)/B_o}

где:

$x_{\text{ст}}$ доля фильтрата в дегазированной жидкости пробы по объёму в стандартных условиях, доли единицы
$\eta$ доля фильтрата в пластовом объёме, доли единицы
$B_o$ объёмный коэффициент пластовой нефти при условиях отбора, м³/м³

Единицы: безразмерная

Справедливо, если

объём фильтрата при переходе к стандартным условиям почти не меняется, газа в нём нет.

Пластовая нефть усаживается в $B_o$ раз, а фильтрат — нет, поэтому в дегазированной нефти пробы его доля больше: 10 % в пласте при $B_o = 1{,}3$ — это 13 % в резервуаре. Лаборатория обычно сообщает загрязнение в массовых процентах дегазированной нефти по хроматографии: компоненты основы видны как «горб» на распределении по числу атомов углерода.

Расчётный примерЗагрязнение пробы фильтратом РУО: когда остановить откачку и как пересчитать газовый фактор

Исходные данные (условные)

Скважина: разведочная, раствор на синтетической основе; пласт с нефтью из темы Модель «чёрной нефти»: газосодержание и объёмные коэффициенты, 30 МПа, $B_o = 1{,}324$
Оптическая плотность при откачке: 10 л — 0,595; 20 л — 0,659; 40 л — 0,707; 80 л — 0,743; 120 л — 0,759
Насос: 8 см³/с (28,8 л/ч)
Плотности: основа РУО 780 кг/м³, дегазированная нефть 850 кг/м³
Лаборатория по пробе, отобранной на 120 л: газовый фактор 95,1 м³/м³

Решение

Переменная для прямой $x = V^{-5/12}$ : для 40 л — 0,2150, для 120 л — 0,1360.
Наклон: $(0{,}759 - 0{,}707)/(0{,}1360 - 0{,}2150) = -0{,}6582$ ; отрезок на оси при $V \to \infty$ : $\mathrm{OD}_\infty = 0{,}759 + 0{,}6582\cdot 0{,}1360 = 0{,}849$ .
Загрязнение на 120 л: $\eta = 1 - 0{,}759/0{,}849 = 10{,}6$ % пластового объёма потока.
До 5 % пришлось бы откачать $120\cdot(10{,}6/5)^{12/5} \approx 730$ л — ещё около 21 ч работы насоса.
В доле дегазированной нефти: $x_{\text{ст}} = 0{,}106/(0{,}106 + 0{,}894/1{,}324) = 13{,}6$ %; по массе — $13{,}6\cdot 780/(13{,}6\cdot 780 + 86{,}4\cdot 850) = 12{,}6$ %.
Газовый фактор чистой нефти: $95{,}1/(1 - 0{,}136) = 110$ м³/м³. Давление насыщения загрязнённой пробы по кривой растворимости этой нефти — около 15,3 МПа вместо 18 (грубая оценка: она считает, что основа растворяет газ так же, как дегазированная нефть).

Ответ: На 120 л загрязнение около 10,6 % пластового объёма (13,6 % дегазированной нефти); до 5 % откачивать ещё около 21 ч. Разумнее отобрать пробу сейчас и пересчитать свойства: исправленный газовый фактор — 110 м³/м³.

Что это значит. Закон $V^{-5/12}$ показывает цену чистоты: каждое следующее уменьшение загрязнения вдвое требует в 5,3 раза больше откачки, а прибор всё это время стоит под репрессией против пласта. Без учёта загрязнения газосодержание оказалось бы занижено на 14 %, а давление насыщения — почти на 3 МПа; с известным загрязнением поправка простая. Для газоконденсата так поступать нельзя: точка росы слишком чувствительна к примеси основы. Показатель 5/12 эмпирический, данные примера условные.

РасчётОптическая плотность потока при откачке из примера: точки — замеры, линия — степенной закон очистки, штриховые линии — чистая нефть и уровень загрязнения 5 %.

Общего норматива допустимого загрязнения нет: предел устанавливают оператор и лаборатория в зависимости от того, для чего нужна проба. Свойства нефти пересчитывают на чистую нефть, если загрязнение известно и невелико; давление насыщения многих нефтей снижается примерно пропорционально загрязнению. Для газоконденсатов даже несколько процентов основы заметно меняют точку росы и выход конденсата, поэтому их стараются отобрать как можно чище.

Сепараторные пробы и рекомбинация

Сепараторные пробы — основной способ для газоконденсатов и нефтей с высоким газовым фактором. Скважину выводят на стабильный режим (раздел о подготовке) и одновременно отбирают газ из газовой линии сепаратора и нефть из жидкостной, записывая давление и температуру сепаратора и дебиты. Газ набирают в вакуумированные или продутые им же баллоны, жидкость — вытесняя из баллона воду или рассол либо в поршневой баллон, так чтобы она не разгазировалась в пробоотборной линии.

В лаборатории газ и нефть снова смешивают — рекомбинируют — в той пропорции, в какой они выходили из сепаратора. Промысел обычно сообщает газовый фактор на 1 м³ дегазированной нефти по замеру в резервуаре, а у лаборатории — нефть сепаратора, ещё содержащая растворённый газ. Пересчёт делают по объёмному коэффициенту нефти сепаратора $B_{\text{сеп}}$ : часть пробы разгазируют до условий резервуара и измеряют, сколько дегазированной нефти и газа она даёт. Кроме того, расход газа на промысле рассчитан по принятой плотности газа, и его исправляют по фактической плотности, измеренной на пробе.

Поправка газового фактора на плотность газа и сверхсжимаемость

R_{\text{сеп}} = R_{\text{изм}}\,\sqrt{\frac{\gamma_{\text{пр}}\,Z_{\text{пр}}}{\gamma_g\,Z}}

где:

$R_{\text{изм}}$ газовый фактор сепаратора по промысловому замеру: газ сепаратора на 1 м³ дегазированной нефти, м³/м³
$R_{\text{сеп}}$ тот же газовый фактор после поправки, м³/м³
$\gamma_{\text{пр}},\ Z_{\text{пр}}$ относительная плотность газа и коэффициент сверхсжимаемости, заложенные в расчёт расходомера, —
$\gamma_g,\ Z$ фактическая относительная плотность газа по пробе и его $Z$ при давлении и температуре замера (Идеальный и реальный газ: коэффициент сверхсжимаемости), —

Единицы: газ — в стандартных условиях (здесь 0,101325 МПа и 20 °C)

Справедливо, если

газ измерен диафрагменным (сужающим) расходомером, показания которого обратно пропорциональны $\sqrt{\gamma_g Z}$ ; у расходомеров другого типа поправка своя;
оба объёма приведены к одним стандартным условиям.

Если в расчёт заложен газ легче фактического, расход и газовый фактор завышены; если не учтено, что $Z < 1$ , — занижены.

Пропорция рекомбинации и полный газовый фактор

R_{\text{рек}} = \frac{R_{\text{сеп}}}{B_{\text{сеп}}},\qquad R = R_{\text{сеп}} + R_{\text{рез}}

где:

$R_{\text{рек}}$ газ сепаратора (в стандартных условиях) на 1 м³ нефти сепаратора при давлении и температуре сепаратора — пропорция рекомбинации, м³/м³
$B_{\text{сеп}}$ объём нефти сепаратора на 1 м³ полученной из неё дегазированной нефти, м³/м³
$R_{\text{рез}}$ газ, выделяющийся из нефти сепаратора в резервуаре, на 1 м³ дегазированной нефти, м³/м³
$R$ полный газовый фактор пластовой смеси: газ сепаратора и резервуара на 1 м³ дегазированной нефти, м³/м³

Единицы: газ — в стандартных условиях

Справедливо, если

газ резервуара уже растворён в нефти сепаратора и при рекомбинации отдельно не добавляется;
пробы газа и нефти отобраны одновременно, на установившемся режиме, при забойном давлении выше давления насыщения.

Для пробы, отобранной выше давления насыщения, полный газовый фактор равен газосодержанию пластовой нефти $R_{sb}$ при данной схеме сепарации (Модель «чёрной нефти»: газосодержание и объёмные коэффициенты). Состав пластовой смеси по составам газа и жидкости рассчитывают так, как показано в теме о типах флюидов.

Расчётный примерСколько газа сепаратора добавить к нефти сепаратора

Исходные данные (условные)

Режим: 15,0 м³/сут дегазированной нефти; газ сепаратора по расходомеру 1462 м³/сут (20 °C)
Расходомер: рассчитан на газ с $\gamma = 0{,}70$ и $Z = 1$
Сепаратор: 1,2 МПа, 35 °C; газ по пробе $\gamma_g = 0{,}78$
Разгазирование нефти сепаратора в лаборатории: 100,0 см³ дали 93,0 см³ дегазированной нефти и 1,48 л газа (20 °C)
Нужно приготовить: пробу на 500 см³ нефти сепаратора

Решение

Промысловый газовый фактор: $1462/15{,}0 = 97{,}5$ м³/м³ — газ сепаратора на 1 м³ дегазированной нефти.
Поправка расходомера: $\sqrt{0{,}70/0{,}78} = 0{,}9473$ ; $Z$ газа при 1,2 МПа и 35 °C — 0,9627, $\sqrt{1/0{,}9627} = 1{,}0192$ ; множитель 0,9655, $R_{\text{сеп}} = 94{,}1$ м³/м³.
По разгазированию: $B_{\text{сеп}} = 100{,}0/93{,}0 = 1{,}0753$ ; газ резервуара $R_{\text{рез}} = 1{,}48\ \text{л}/93{,}0\ \text{см}^3 = 15{,}9$ м³/м³.
Пропорция рекомбинации: $R_{\text{рек}} = 94{,}1/1{,}0753 = 87{,}5$ м³ газа на 1 м³ нефти сепаратора. На 500 см³ нефти — 43,8 л газа в стандартных условиях, или 41,1 г при плотности $0{,}78\cdot 1{,}204 = 0{,}939$ кг/м³.
Проверка: полный газовый фактор $94{,}1 + 15{,}9 = 110{,}0$ м³/м³ — газосодержание пластовой нефти при этой схеме сепарации.
Если по ошибке взять промысловые 97,5 м³/м³ без поправки и без пересчёта на нефть сепаратора, газа в смеси окажется на 9,7 % больше, и давление насыщения пробы выйдет около 20,0 МПа вместо 18 (грубая оценка: кривая растворимости этой нефти продолжена выше 110 м³/м³).

Ответ: К 500 см³ нефти сепаратора добавляют 43,8 л (41,1 г) газа сепаратора; пропорция рекомбинации — 87,5 м³/м³.

Что это значит. Две поправки — на базу (дегазированная нефть или нефть сепаратора) и на плотность газа в расходомере — вместе дали около 10 % газового фактора и около 2 МПа давления насыщения. Ошибки того же масштаба дают неучтённые капли жидкости в газе и неустановившийся режим. Поэтому в паспорте сепараторных проб обязательны дебиты, давление и температура сепаратора и параметры, заложенные в расходомер. Данные примера условные.

Ошибки сепараторного отбора и как они сдвигают результат

Ошибка: Расходомер рассчитан на газ легче фактического
Газовый фактор: завышен
Давление насыщения пробы: завышено

Ошибка: Капли жидкости уходят с газом и не учтены в расходе жидкости
Газовый фактор: завышен
Давление насыщения пробы: завышено

Ошибка: Пузырьки газа в жидкостной линии завышают расход жидкости
Газовый фактор: занижен
Давление насыщения пробы: занижено

Ошибка: Нефть сепаратора отобрана с пузырьками газа
Газовый фактор: —
Давление насыщения пробы: давление насыщения нефти сепаратора выше давления сепаратора — признак брака

Ошибка	Газовый фактор	Давление насыщения пробы
Расходомер рассчитан на газ легче фактического	завышен	завышено
Капли жидкости уходят с газом и не учтены в расходе жидкости	завышен	завышено
Пузырьки газа в жидкостной линии завышают расход жидкости	занижен	занижено
Нефть сепаратора отобрана с пузырьками газа	—	давление насыщения нефти сепаратора выше давления сепаратора — признак брака

Пробоотборные краны располагают сбоку линий: кран снизу газовой линии собирает капли, кран сверху жидкостной — пузыри газа.

Газоконденсат: особые трудности

Если пластовое давление газоконденсатной залежи выше точки росы лишь немного — а так бывает часто, — заметная депрессия вызывает выпадение конденсата у забоя (ретроградная конденсация). Конденсат остаётся в порах, к скважине идёт обеднённый газ: газовый фактор растёт, конденсатогазовый фактор падает, и рекомбинированная проба оказывается беднее пластовой смеси — как правило, с заниженной точкой росы.

Снизить депрессию мешает ствол: газ должен выносить жидкость на поверхность. При слишком малом дебите капли стекают вниз и накапливаются, и на поверхность приходит поток переменного состава (Многофазный поток в лифтовых трубах). Режим отбора — компромисс: дебит достаточно велик, чтобы ствол не накапливал жидкость, и достаточно мал, чтобы забойное давление было выше точки росы или как можно ближе к ней. После остановки жидкость в стволе стекает вниз, и при пуске на поверхность сначала приходит сухой газ, потом обогащённая смесь, — пробу берут, только когда газовый фактор снова стабилен несколько часов.

Баллоны с газом сепаратора перед переводом в аппаратуру нагревают выше температуры сепаратора: при остывании в них конденсируются тяжёлые компоненты, которые иначе останутся на стенках.
Для точных исследований газ с каплями отбирают изокинетически — со скоростью потока, чтобы капли попали в пробу в той же доле, что и в поток.
Опробователем газоконденсат отбирают при минимальной депрессии и только при малом загрязнении: фильтрат РУО в нём особенно заметен.
Проверка: точка росы рекомбинированной пробы при пластовой температуре должна быть не выше пластового давления. Если она равна пластовому давлению, залежь может быть насыщенной (с нефтяной оторочкой) — или проба слишком жирная; решают по составу и данным соседних скважин.

Проверка проб на скважине и в лаборатории

Дефект пробы надо найти раньше, чем она уедет в лабораторию: повторить отбор можно, пока скважина ещё на режиме. Проверки на скважине простые:

Давление в пробоотборнике на поверхности (opening pressure): у обычной глубинной пробы оно ниже давления насыщения при температуре поверхности — проба двухфазна; у однофазной — выше. Дубликаты должны открываться при близких давлениях; заметно меньшее давление у одной пробы — признак утечки.
Давление насыщения при температуре поверхности: пробу ступенчато сжимают вытесняющей жидкостью или поршнем, перемешивая после каждой ступени. Пока в пробе есть газ, давление растёт медленно, после его растворения — круто; излом — давление насыщения при этой температуре (пример ниже). У дубликатов оно должно совпадать в пределах точности проверки.
Сепараторные пробы: давление насыщения нефти сепаратора при температуре сепаратора должно быть близко к давлению сепаратора — там нефть насыщена газом; давление в баллоне с газом согласуется с давлением сепаратора с поправкой на температуру; кислород в газе выдаёт подсос воздуха.
В лаборатории: состав, вода и примеси, загрязнение фильтратом, давление насыщения при пластовой температуре. Для недонасыщенной залежи оно должно быть ниже пластового давления; если выше — проба захватила свободный газ или газовый фактор завышен.

Расчётный примерДавление насыщения пробы на скважине по излому кривой сжатия

Исходные данные (условные)

Проба A: обычная глубинная проба из примера выше, камера 600 см³, 20 °C
Закачано вытесняющей жидкости — давление: 0 см³ — 11,89 МПа; 10 — 12,38; 20 — 12,93; 30 — 13,54; 34 — 13,81; 36 — 13,96; 40 — 17,07; 41 — 18,56; 42 — 20,05
Проба B (дубликат): та же проверка дала 13,40 МПа
Ожидание: давление насыщения 18 МПа при 85 °C, снижение на 0,06 МПа на градус

Решение

Двухфазный участок — по двум последним точкам до излома: наклон $(13{,}96 - 13{,}81)/2 = 0{,}075$ МПа/см³. Однофазный — по двум точкам после излома: $(20{,}05 - 17{,}07)/2 = 1{,}49$ МПа/см³, в 20 раз круче: сжимать приходится уже только жидкость.
Пересечение прямых: $13{,}96 + 0{,}075\,(V - 36) = 17{,}07 + 1{,}49\,(V - 40)$ , откуда $V = 38{,}0$ см³ и давление насыщения 14,11 МПа при 20 °C.
Ожидание: $18 - 0{,}06\cdot 65 = 14{,}1$ МПа — совпадает. Давление в пробоотборнике до сжатия — 11,89 МПа, ниже давления насыщения: в пробе газовая шапка, как и должно быть.
Проба B дала на 5,0 % меньше: в ней меньше растворённого газа — вероятно, часть газа утекла при подъёме или переводе.

Ответ: Давление насыщения пробы A при 20 °C — 14,11 МПа, проба годна. Пробу B как основную в лабораторию не отправляют.

Что это значит. Двухфазный участок на самом деле слегка изогнут, и прямая по двум ближайшим к излому точкам даёт оценку с погрешностью около 0,01 МПа; у летучих нефтей излом сглажен, и проверка грубее. Результат относится к температуре поверхности, поэтому пробы сравнивают между собой и с ожиданием, а давление насыщения при пластовой температуре определит лаборатория. Если бы давление насыщения оказалось выше ожидаемого, проба могла захватить свободный газ. Данные примера условные.

РасчётПроверка пробы A из примера: давление при ступенчатом сжатии и две прямые — по двухфазному и однофазному участкам; их пересечение — давление насыщения при 20 °C.

Паспорт, перевозка и сопровождение проб

Каждую пробу сопровождает паспорт (акт отбора): скважина, пласт и интервал, способ и место отбора, дата и время, номер баллона, давление и температура в месте отбора, режим скважины (дебиты, газовый фактор, давления), условия сепаратора и параметры расходомера, давление в пробоотборнике на поверхности, результаты проверок на скважине, содержание сероводорода и углекислого газа по замеру на месте, оценка загрязнения. Номер на баллоне и в паспорте — единственная связь пробы с условиями её отбора: проба без паспорта бесполезна.

Цепочка передачи (chain of custody): каждый, кто принимает пробу, — перевозчик, склад, лаборатория — записывает, когда и в каком состоянии её получил, давление в баллоне и целостность пломб. Если давление в пути упало, это видно сразу, а не через месяц в отчёте.

Баллоны с пробами — сосуды под давлением с горючим содержимым: их перевозят по правилам перевозки опасных грузов, в баллонах с действующим освидетельствованием. Жидкие пробы нельзя перевозить «под завязку»: однофазная жидкость при нагреве на несколько градусов поднимает давление на мегапаскали (пример о глубинной пробе), поэтому в баллоне оставляют газовую подушку или используют поршневые баллоны с азотом. Сероводород реагирует со сталью и частично теряется в пути: его измеряют на скважине и отбирают пробы в баллоны из стойких материалов.

Давление, горючесть, сероводород

Пробоотборные линии и баллоны находятся под давлением сепаратора или пласта, а продукция горюча. Сероводород, который содержат флюиды подсолевых месторождений Прикаспия — Тенгиза, Кашагана, Карачаганака, — смертельно ядовит даже в малых концентрациях (кислый газ).
Это учебное объяснение, а не инструкция: отбор, хранение и перевозку проб ведут по утверждённым процедурам, правилам перевозки опасных грузов и требованиям промышленной безопасности, а выполняет их обученный персонал с допуском и средствами защиты.

Термины и обозначения

Представительная проба: проба, состав которой совпадает с составом пластового флюида залежи или области дренирования скважины.
Глубинная проба: проба, отобранная в стволе против пласта пробоотборником на кабеле или проволоке при давлении выше давления насыщения.
Однофазный пробоотборник: пробоотборник с азотной подушкой за поршнем, сохраняющий давление пробы выше давления насыщения при подъёме и охлаждении.
Рекомбинация: смешение газа и нефти сепаратора в пропорции, в которой они выходили из сепаратора, для восстановления пластовой смеси.
$B_{\text{сеп}}$ , $R_{\text{рек}}$: объём нефти сепаратора на 1 м³ дегазированной нефти и газ сепаратора на 1 м³ нефти сепаратора.
Загрязнение $\eta$ и $x_{\text{ст}}$: доля фильтрата бурового раствора в пробе — в пластовом объёме и в дегазированной нефти.
Давление в пробоотборнике на поверхности: давление в закрытой камере при температуре поверхности; первая проверка целости пробы.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Чем больше дебит при отборе, тем быстрее получим пробу».

На самом деле

При большой депрессии забойное давление опускается ниже давления насыщения, и состав притока меняется. Нужен малый установившийся дебит и время на смену объёма ствола.

Неверно

«Промысловый газовый фактор можно сразу использовать для рекомбинации».

На самом деле

Он отнесён к дегазированной нефти и рассчитан по принятой плотности газа. Его исправляют на фактическую плотность и пересчитывают на нефть сепаратора: вместе это легко 10 % газа и 2 МПа давления насыщения.

Неверно

«Проба опробователем из скважины на РУО — чистая нефть: фильтрат отделится».

На самом деле

Фильтрат РУО растворяется в нефти. Загрязнение контролируют при откачке и определяют в лаборатории, а свойства пересчитывают на чистую нефть.

Неверно

«Глубинная проба пришла двухфазной — значит, брак».

На самом деле

Обычная проба становится двухфазной при охлаждении, и лаборатория её восстанавливает. Брак выдают расхождение давлений насыщения дубликатов и аномально низкое давление в пробоотборнике.

Подробно: для продвинутых

Почему азотная подушка сохраняет пробу однофазной

В однофазном пробоотборнике нефть отделена поршнем от азота. Газ сжимаем, поэтому при охлаждении поршень следует за усаживающейся нефтью, а давление азота падает лишь пропорционально увеличению его объёма и снижению абсолютной температуры. Падение давления, в свою очередь, позволяет нефти немного расшириться — на $c_o$ на каждый мегапаскаль:

Давление пробы с азотной подушкой после охлаждения

p_1 = p_0\,\frac{V_{\text{г}0}}{V_{\text{г}1}}\,\frac{T_1}{T_0},\qquad V_{\text{г}1} = V_{\text{г}0} + V_{\text{н}}\left[\beta_o\,(T_0 - T_1) - c_o\,(p_0 - p_1)\right]

где:

$p_0,\ p_1$ давление пробы после поджатия азотом при пластовой температуре и после охлаждения, МПа
$V_{\text{г}0},\ V_{\text{г}1}$ объём азота до и после охлаждения, см³
$V_{\text{н}}$ объём нефти в камере, см³
$T_0,\ T_1$ абсолютные температуры пласта и поверхности, К
$\beta_o,\ c_o$ тепловое расширение и сжимаемость нефти, как выше, 1/°C, 1/МПа

Единицы: МПа, см³, К (разность температур — в °C или К)

Справедливо, если

азот — идеальный газ, поршень без трения, камера жёсткая;
изменения объёма нефти малы и линейны по температуре и давлению; уравнения решают подбором $p_1$ .

Чем больше азота по отношению к нефти и чем выше начальное давление, тем меньше падает давление пробы при охлаждении.

Расчётный примерДавление однофазной пробы на поверхности

Исходные данные (условные)

Камера: 500 см³ нефти и 200 см³ азота; после отбора азот поджал пробу до 40 МПа при 85 °C
Нефть: та же: $\beta_o = 1{,}0\cdot 10^{-3}$ 1/°C, $c_o = 1{,}6\cdot 10^{-3}$ 1/МПа; давление насыщения при 20 °C — 14,1 МПа
Поверхность: 20 °C

Решение

Охлаждение на 65 °C: нефть усаживается на $500\cdot 1{,}0\cdot 10^{-3}\cdot 65 = 32{,}5$ см³; падение давления часть объёма возвращает.
Отношение температур: $293{,}15/358{,}15 = 0{,}8185$ . Подбором: $V_{\text{г}1} = 200 + 500\,[0{,}065 - 0{,}0016\,(40 - p_1)] = 223{,}9$ см³ и $p_1 = 40\cdot(200/223{,}9)\cdot 0{,}8185 = 29{,}2$ МПа.
Запас над давлением насыщения при 20 °C: $29{,}2 - 14{,}1 = 15{,}1$ МПа. Без азота, в жёсткой камере, однофазная нефть при охлаждении на 65 °C потеряла бы $0{,}625\cdot 65 \approx 41$ МПа — то есть стала бы двухфазной в первые градусы.

Ответ: Проба приходит на поверхность при 29,2 МПа и остаётся однофазной с запасом около 15 МПа.

Что это значит. Азот при 30–40 МПа не идеален (его $Z$ — около 1,1–1,2), и точный расчёт даёт давление примерно на 10 % ниже, но вывод не меняется: запас остаётся больше 10 МПа. Объёмы и давление азота приняты; в реальных пробоотборниках их задают конструкция и предварительная зарядка. Данные примера условные.

Связь с другими темами

Типы пластовых флюидов — типы флюидов и рекомбинация составов газа и жидкости.
Модель «чёрной нефти»: газосодержание и объёмные коэффициенты — газосодержание, объёмный коэффициент и схема сепарации, к которой они отнесены.
Фазовое поведение: чистые вещества и двухкомпонентные смеси — давление насыщения, точка росы и двухфазная область.
Замеры давления опробователем пластов на кабеле — опробователь на кабеле: замеры давления и подвижности перед отбором проб.
Растворы на углеводородной основе — из чего состоит раствор на углеводородной основе и его фильтрат.
Лабораторные PVT-исследования — что лаборатория делает с пробами: разгазирование, сепараторные тесты.
Ретроградная конденсация, парафины, асфальтены и флюиды высоких давлений — асфальтены, парафины и ретроградные газоконденсаты: что с ними происходит при снижении давления и температуры.
Гидродинамические исследования: цели и виды — испытание пласта на трубах — ещё один источник проб.

Проверьте себя

1
Пластовое давление — 24,0 МПа, давление насыщения оценено в 22,5 ± 0,5 МПа, коэффициент продуктивности — 6 м³/(сут·МПа). Каким должен быть дебит отработки перед отбором глубинных проб?
Показать ответ
С запасом 0,5 МПа: $q_{\max} = 6\cdot(24{,}0 - 22{,}5 - 0{,}5) = 6$ м³/сут; забойное давление при этом 23,0 МПа. На таком малом дебите стабилизация займёт много времени, но больший дебит рискует опустить давление у забоя ниже давления насыщения.
2
Пластовое давление газоконденсатной залежи на 1,5 МПа выше точки росы. Какой способ отбора предпочтительнее?
1. А.Сепараторные пробы на стабильном режиме с минимальной депрессией, при которой ствол ещё выносит жидкость
2. Б.Глубинный пробоотборник в работающей скважине
3. В.Устьевая проба при максимальном дебите
4. Г.Любой: газоконденсат однофазен в пласте
Показать ответ
Правильный ответ: А. Сепараторные пробы на стабильном режиме с минимальной депрессией, при которой ствол ещё выносит жидкость
В стволе газоконденсат почти всегда двухфазен, поэтому глубинная проба непредставительна, а устьевая — тем более. Сепараторные пробы на стабильном режиме с малой депрессией и рекомбинация по точно измеренному газовому фактору — основной способ; если скважина ещё не обсажена, возможна и проба опробователем с минимальной депрессией.
3
По данным откачки загрязнение составляет 8 % пластового объёма, $B_o = 1{,}5$ . Какова доля фильтрата в дегазированной нефти и как исправить газовый фактор 140 м³/м³, измеренный на этой пробе?
Показать ответ
$x_{\text{ст}} = 0{,}08/(0{,}08 + 0{,}92/1{,}5) = 0{,}08/0{,}693 = 0{,}115$ , то есть 11,5 %. Газ даёт только пластовая нефть, поэтому $R = 140/(1 - 0{,}115) \approx 158$ м³/м³. Чем больше $B_o$ , тем сильнее загрязнение в резервуарной нефти превышает пластовое.
4
Три глубинные пробы одного режима дали давления насыщения при 20 °C 15,2; 15,3 и 14,1 МПа. Что делать?
1. А.Считать третью пробу правильной: у неё меньше газа
2. Б.Отбраковать все три
3. В.Взять среднее, 14,9 МПа
4. Г.Считать две совпадающие пробы годными, а третью — потерявшей газ и исключить
Показать ответ
Правильный ответ: Г. Считать две совпадающие пробы годными, а третью — потерявшей газ и исключить
Две пробы совпадают в пределах точности проверки, третья на 1,1–1,2 МПа ниже — признак потери газа через неплотный клапан или при переводе. Среднее смешало бы годные пробы с бракованной. Если бы третья проба оказалась выше, подозревали бы захват свободного газа.
5
Газовый фактор сепаратора после поправки расходомера — 150 м³ на 1 м³ дегазированной нефти, $B_{\text{сеп}} = 1{,}12$ . Сколько газа сепаратора добавить к 400 см³ нефти сепаратора?
Показать ответ
$R_{\text{рек}} = 150/1{,}12 = 133{,}9$ м³/м³; на 0,4 л нефти — $0{,}4\cdot 133{,}9 = 53{,}6$ л газа в стандартных условиях. Если по ошибке взять 150 м³/м³ на нефть сепаратора, газа будет на 12 % больше, и давление насыщения пробы окажется завышенным.
6
Почему обычная глубинная проба нефти приходит на поверхность двухфазной, хотя её отобрали выше давления насыщения?
1. А.Газ выделяется из-за вибрации при подъёме
2. Б.Камера негерметична
3. В.Давление насыщения при охлаждении растёт
4. Г.При охлаждении в жёсткой камере давление однофазной нефти падает примерно на 0,6 МПа на градус и быстро опускается ниже давления насыщения
Показать ответ
Правильный ответ: Г. При охлаждении в жёсткой камере давление однофазной нефти падает примерно на 0,6 МПа на градус и быстро опускается ниже давления насыщения
Нефть при охлаждении сжимается, а объём камеры постоянен, поэтому давление падает на $\beta_o/c_o$ на градус — гораздо быстрее, чем снижается давление насыщения. Запас в 1–2 МПа исчезает после охлаждения на несколько градусов. Это не брак: лаборатория восстанавливает пробу нагревом и сжатием, а однофазные пробоотборники предотвращают разгазирование азотной подушкой.

Обновлено: 15 октября 2026 г.