промысловые измерения-газового фактора – проблемные

ПРОМЫСЛОВЫЕ
ИЗМЕРЕНИЯ-ГАЗОВОГО
ФАКТОРА – ПРОБЛЕМНЫЕ
ВОПРОСЫ
ПРОМЫСЛОВЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ ГАЗОВОГО ФАКТОРА – ПРОБЛЕМНЫЕ ВОПРОСЫ
Корректное планирование ресурсов нефтяного попутного газа, расчет
объемов его добычи, возможны лишь при наличии достоверного значения
газового фактора нефти каждого объекта разработки.
Постоянное значение газового фактора нефти может приниматься для залежей,
разрабатываемых при пластовом давлении выше давления насыщения.
Проведение промысловых измерений газового фактора необходимо в случае
отсутствия результатов исследований глубинных проб или в случае широкой
разбежки имеющихся результатов исследований, не позволяющих с определенной
степенью уверенности выбрать достоверные значения.
На поздних стадиях разработки нефтяных залежей, при отсутствии возможности
отбора глубинных проб из скважин, эксплуатируемых механизированным способом, с
высокой степенью обводненности продукции, а также на залежах, разрабатываемых с
пластовым давлением ниже давления насыщения, промысловый замер является
единственным методом, позволяющим оперативно оценивать динамику изменения
значений газового фактора.
Принципы, которые должны учитываться при проведении промысловых измерений газового
фактора нефти
1. Учет количества остаточного растворенного газа при расчете значения
газового фактора нефти измеряемой скважины.
Измерение дебита нефти и газа производится при определенных
термобарических условиях, отличных от стандартных.
При этих условиях, в нефти, остается некоторое количество остаточного
растворенного газа.
Для промысловых условий измерений газовых факторов нефтей Беларуси,
количество остаточного растворенного газа, находится на уровне 15-60 м3/т.
При проведении промыслового замера, является обязательным, герметичный
отбор проб нефти с последующими разгазированием при стандартных условиях
и определением количества остаточного растворенного газа.
При отсутствии возможности отбора проб, моделирование условий
промыслового замера с получением количества остаточного растворенного газа
расчетным путем.
Игнорирование количества остаточного растворенного газа в нефти, при
расчете газового фактора, приводит к занижению конечного значения газового
фактора нефти.
Принципы, которые должны учитываться при проведении промысловых измерений газового
фактора нефти
2. Несоответствие промысловых условий замера газового фактора
фактическим условиям ступенчатой сепарации нефти
По результатам промыслового измерения газового фактора нефти с учетом
количества остаточного растворенного в нефти газа, рассчитывается суммарный
газовый фактор, который фактически соответствует условиям 2-х ступенчатой
сепарации нефти:
1-ступень термобарические условия замера на ГЗУ;
2-я ступень разгазирование отобранной пробы при стандартных условиях
(Р=0,1 МПа, Т=20оС).
Например, при проведении промыслового замера газового фактора нефти
Москвичевского месторождения количество выделившегося на ГЗУ газа
составило 92 м3/т (1-я ступень), количество остаточного растворенного газа,
выделившегося из нефти при стандартных условиях составило 26 м3/т (2-я
ступень).
Суммарный газовый фактор нефти равен 118 м3/т.
Фактически, на промысле нефть Москвичевского месторождения сепарируется
в 3 ступени (в том, числе с концевой ступенью при температуре 45оС).
Газовый фактор нефти равен 97 м3/т.
Принципы, которые должны учитываться при проведении промысловых измерений газового
фактора нефти
3. Влияние технологических жидкостей на корректность замера газового
фактора
Технологические жидкости (товарная нефть, вода, растворители), используемые для
обработок скважин от АСПО и солеотложений, снижения вязкости нефтей,
присутствующие в продукции измеряемой скважины, искажают измеряемый расход
нефти/жидкости.
При работе высокопроизводительных ЭЦН, временем выноса технологической
жидкости можно пренебречь.
На скважинах, оборудованных УШГН, в зависимости от производительности насоса,
время выноса закаченной технологической жидкости составляет 2-5 суток.
4. Особенности проведения измерений газового фактора передвижной
установкой
При измерении расходов нефти и газа на устье добывающих скважин передвижными
замерными установками типа УЗМ или БУУМЖ, важное значение имеет:
- правильность подключения установки к устьевой обвязке скважины с целью
измерения продукции, поступающей как по трубному, так и затрубному пространству;
- ввод во вторичные преобразователи расхода корректных первичных данных плотностей газонасыщенной нефти и воды, соответствующих термобарическим
условиям измерения;
- учет остаточного растворенного газа.
Принципы, которые должны учитываться при проведении промысловых измерений газового
фактора нефти
5. «Прорывы» газа
В связи с пересеченностью местности, по которой проходит нефтесборный
коллектор и удаленностью объектов исследований от ГЗУ, существует реальная
возможность периодического прорыва газа, скопившегося в повышенных
участках трубопровода, в замерной буллит, что ведет к искажению результата
измерения расхода газа и, следовательно, газового фактора.
6. Измерение газового фактора по группе скважин
В ряде случаев, для выполнения промыслового замера газового фактора нефти
производится совместное подключение группы скважин. Например, это делается по
техническим причинам, когда из-за низкого дебита скважины или малого
газосодержания нефти, невозможно создать перепад давления «до» и «после» ДИКТа,
достаточный для условий критического истечения газа, или при условии работы
группы скважин в одну линию. Отдельные скважины, из группы поставленной на
замер, могут эксплуатироваться при давлении ниже давления насыщения, в этом
случае, газовый фактор оказывается завышен. Полученное завышенное значение
газового фактора, относится ко всей группе скважин далее, ко всей залежи.
Принципы, которые должны учитываться при проведении промысловых измерений газового
фактора нефти
7. Достоверность определения обводненности продукции скважины
При проведении измерений
дебитов газа и жидкости через
замерное
устройство,
не
оборудованное
средствами
измерения
обводненности
(например, замерной буллит),
погрешность в расчет газового
фактора
вносит
величина
обводненности
нефти,
полученная по анализу пробы,
отобранной вручную.
Например,
в
таблице
приведены результаты замера
расходов жидкости, нефти, воды
по
скважине
246
Осташковичского
месторождения,
передвижной
замерной
установкой
УЗМ
(оборудована влагомером).
Дебит, т/сутки
Время снятия
показаний
жидкости
нефти
воды
17:38
68
33
35
18:00
64
44
20
18:21
47
45
2
18:40
75
30
45
19:01
46
39
7
19:21
58
21
37
19:39
51
24
27
19:58
61
24
37
20:18
53
37
16
20:38
59
24
36
21:00
45
23
22
21:19
59
50
9
21:39
63
23
40
22:01
48
42
6
22:22
50
39
11
22:39
48
40
9
23:01
51
44
7
Принципы, которые должны учитываться при проведении промысловых измерений газового
фактора нефти
Показано, что работа скважины носит пульсирующий характер, как по
дебиту, так и по обводненности. Поэтому, в случае ручного отбора пробы,
достоверно определить обводненность поступившей в буллит продукции, не
представляется возможным.
Это влечет недостоверность определения дебита нефти и, следовательно,
значения газового фактора нефти, рассчитываемого по формуле:
ГФ 
Qг
( Qж  Qв )
где ГФ – газовый фактор, м3/т;
Qг –дебит газа, м3/сут;
Qж – дебит жидкости, т/сут;
Qв –дебит воды, т/сут.
Рассчитанные значения газового фактора по данной скважине, в
зависимости от принятого значения обводненности, могут изменяться
от ГФ  3531  168 м3/т,
до ГФ  3531  70 м3/т.
(58  37)
( 59 9 )
Принципы, которые должны учитываться при проведении промысловых измерений газового
фактора нефти
8. Калибровка диафрагмы при использовании диафрагменного измерителя
критического течения
При использовании ДИКТа и расчете расхода газа через значение коэффициента «С» по
известной формуле
где р – давление перед диафрагмой (абс.), МПа;
ср
Qг 
zT
,
ρ – относительная по воздуху плотность газа;
Тс – абсолютная температура перед диафрагмой, К;
z - коэффициент сверхсжимаемости;
с - коэффициент, зависящий от диаметра диафрагмы;
∆ - поправочный коэффициент,
результат напрямую зависит от качества изготовления диафрагмы (калибровки проходного отверстия).
Незначительное отклонение диаметра отверстия даже на 0,2 мм, приводит к погрешностям в расчете расхода
газа. Фактические отклонения рассчитанного расхода газа, могут достигать первых десятков %.
Месторождение
Пласт
№ скв.
Зуевское
Sm
603
605
Речицкое
VrIIп
221
255
256
Давыдовское
Vr
75
78
V-зпд
236
240
241
266
Речицкое
D диафр.,
мм
3
2.8
3.2
4
3.8
4.2
5
4.8
5.2
6
5.8
1.620
1.399
1.854
2.933
2.641
3.238
4.606
4.242
4.984
6.646
6.208
6.2
7.098
С
Отклонение С
от факта, %
Отклонение дебита
от факта, %
-6.58
Q газа,
м3/сут
2478
2141
2836
2948
2655
3255
7849
7229
8494
4681
4373
6.81
5000
6.81
-13.59
14.46
-9.93
10.42
-7.90
8.22
-13.59
14.46
-9.93
10.42
-7.90
8.22
-6.58
Принципы, которые должны учитываться при проведении промысловых измерений газового
фактора нефти
Фактическое выполнение описанных выше требований к промысловым
измерениям газовых факторов, решается различными способами:
отбором проб нефти с остаточной газонасыщенностью для учета
растворенного газа;
использованием передвижных замерных установок для измерения дебитов
конкретной скважины, а не группы скважин;
использованием более точных средств измерений;
выполнением измерения непосредственно перед обработками;
выполнением непрерывного измерения в течение суток; и прочее.
Учет приведенных выше факторов, необходим для
- повышения результативности оценки величины газового фактора;
- возможности использования полученных величин для оперативного
контроля разработки;
- планирования ресурсов нефтяного попутного газа;
- корректной оценки фактических объемов его добычи и пр.