Промысловые измерения газового фактора

инженерная практика
ПРОМЫСЛОВЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ ГАЗОВОГО ФАКТОРА — ПРОБЛЕМНЫЕ
ВОПРОСЫ
РАКУТЬКО Александра Георгиевна
Заведующая отделом исследования нефти
и нефтепродуктов БелНИПИнефть
РУП «Производственное объединение
«Белоруснефть», к.т.н.
В
предлагаемой Вашему вниманию статье мы кратко на основании практического опыта рассматриваем основные принципы достоверного измерения газового фактора нефти на промысле. Для корректной интерпретации полученных данных и возможности
использования результатов промысловых измерений
для оперативного контроля разработки и планирования
ресурсов попутного нефтяного газа необходимо учитывать ряд изложенных ниже факторов. В противном случае велика вероятность искажения данных не только
по отдельным скважинам, но и по залежи в целом.
Корректное планирование ресурсов нефтяного попутного газа и расчет объемов его добычи возможны
только на основе достоверного значения газового фактора нефти для каждого объекта разработки. Газовый
фактор нефти как постоянная величина может приниматься для залежей, разрабатываемых при пластовом
давлении, превышающем давление насыщения. В этом
случае достаточно значений, полученных в результате
исследования глубинных проб пластовой нефти методом ступенчатой сепарации. Проведение промысловых
измерений целесообразно лишь при отсутствии результатов исследований глубинных проб или в случае
значительного расхождения в результатах исследований, не позволяющего с определенной степенью уверенности выбрать достоверные значения. Однако на
поздних стадиях разработки нефтяных залежей при отсутствии возможности отбора глубинных проб из скважин с высокой степенью обводненности продукции,
эксплуатируемых механизированным способом, а также на залежах, разрабатываемых с пластовым давлением ниже давления насыщения, промысловый замер
служит единственным методом, позволяющим оперативно оценивать динамику газового фактора.
Порядок проведения измерения, используемое
оборудование и методология обработки полученных
данных описаны в специальной литературе и, как правило, соблюдаются при проведении работ по определению величин газовых факторов. Но зачастую из всего массива результатов промысловых измерений для
достоверной оценки величины газового фактора пригодна лишь небольшая часть. В этой статье мы приводим основные принципы, которые должны соблюдаться при промысловом измерении газового фактора, и
те факторы, на которые в производственной практике
часто не обращают внимания, хотя их влияние на конечный результат также существенно. Далее мы обсудим важные нюансы промысловых измерений
СТУПЕНЧАТОСТЬ СЕПАРАЦИИ
Измерение дебита нефти и газа производится при
определенных термобарических условиях, отличных
МАНУЙЛО Василий Сергеевич
Заведующий лабораторией разработки скважинных
технологий и добычи нефти БелНИПИнефть
РУП «Производственное объединение
«Белоруснефть»
от стандартных. При этих условиях в нефти остается
некоторое количество остаточного растворенного газа. В промысловых условиях Беларуси количество
остаточного растворенного газа находится на уровне
15–60 м3/т и зависит не только от условий проведения
замера, но и от начального газосодержания нефти.
Остаточный растворенный газ должен быть учтен при
расчете значения газового фактора нефти данной
скважины. Для этого при проведении промыслового
замера необходимо производить герметичный отбор
проб нефти с последующим разгазированием при
стандартных условиях и определением количества
остаточного растворенного газа. При отсутствии возможности отбора проб нужно проводить моделирование условий промыслового замера и определять количество растворенного газа расчетным путем. Игнорирование количества остаточного газа, растворенного в нефти, при расчете газового фактора приводит
к занижению конечного результата.
ОСТАТОЧНЫЙ РАСТВОРЕННЫЙ ГАЗ
По результатам промыслового измерения газового
фактора нефти и определения количества остаточного растворенного в нефти газа рассчитывается суммарный газовый фактор, который фактически соответствует условиям двухступенчатой сепарации нефти: первая ступень — это термобарические условия
замера на ГЗУ; под второй ступенью понимается разгазирование при стандартных условиях (Р = 0,1 МПа,
Т = 20°С). Однако на промысле осуществляется ступенчатая сепарация нефти с иным количеством ступеней и при иных термобарических условиях.
Например, при проведении промыслового замера
газового фактора нефти Москвичевского месторождения количество выделившегося на ГЗУ газа составило 92 м3/т (первая ступень), количество остаточного
растворенного газа, выделившегося из нефти при
стандартных условиях, составило 26 м3/т (вторая ступень). Соответственно, суммарный газовый фактор
нефти равен 118 м3/т.
Фактически же на промысле Москвичевского месторождения предусмотрены три ступени сепарации нефти с температурой на концевой ступени, равной 45°С.
Газовый фактор нефти с учетом условий промысловой
ступенчатой сепарации составит уже 97 м3/т.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ЖИДКОСТИ
Следует также иметь в виду, что присутствующие в
продукции скважины технологические жидкости (товарная нефть, вода и растворители), используемые
для обработок скважин от АСПО и солеотложений, а
также снижения вязкости нефтей искажают расход
нефти/жидкости, а следовательно, и величину газово№8/2013
137
ПОДПИСКА НА ЖУРНАЛ
«ИНЖЕНЕРНАЯ ПРАКТИКА» 2014 ГОД
ПРОИЗВОДСТВЕННО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
«ИНЖЕНЕРНАЯ ПРАКТИКА»
Подписаться на журнал Вы можете удобным для Вас способом:
ПО КАТАЛОГУ «РОСПЕЧАТЬ» — ПОДПИСНОЙ ИНДЕКС 70026
ПО КАТАЛОГУ «ПРЕССА РОССИИ» — ПОДПИСНОЙ ИНДЕКС 43192
ПО КАТАЛОГУ «ПОЧТА РОССИИ» — ПОДПИСНОЙ ИНДЕКС 83709
ЧЕРЕЗ РЕДАКЦИЮ — тел.: +7 (495) 371-01-74, Мария ТИМКОВА
Для оформления подписки на журнал через редакцию, пожалуйста, заполните
анкету и пришлите удобным для Вас способом (почта, факс или e-mail)
годовая подписка
❏ печатная версия
❏ электронная версия**
13 800* руб.
❏
_______ кол-во экземпляров
_______ кол-во экземпляров
Для подписчиков из стран СНГ доставка каждого номера — 200 руб.
Через редакцию Вы можете оформить подписку с любого номера.
* Для подписчиков 2013 года 10 500 руб.
** Стоимость электронной подписки рассчитывается по принципу «одна подписка — один пользователь (читатель)».
Архивы и дополнительную информацию о Журнале смотрите на сайте www.glavteh.ru.
Почтовый адрес: 109428, г. Москва, Рязанский проспект, д. 30/15, офис 707.
Тел./факс: +7 (495) 371-01-74. E-mail: info@glavteh.ru.
Сайт: www.glavteh.ru, ИнженернаяПрактика.РФ