Объемное газосодержание в скважине при определенных условиях

Обновлено: 04.07.2024

1 Область применения

Настоящие рекомендации устанавливают методику измерений остаточного газосодержания в нефти и смесях нефтей плотностью от 780 до 950 кг/м 3 и вязкостью от 1,2 до 250 мм 2 /с, включающего остающийся после сепарации свободный и растворенный газ в диапазонах:

- от 0,1 до 10 % - по свободному газу;

- от 0,1 до 20 м 3 /м 3 - по растворенному газу.

2 Нормативные ссылки

В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.4.009-83 Система стандартов безопасности труда. Пожарная техника для защиты объектов. Основные виды. Размещение и обслуживание

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

Примечание - При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящих рекомендациях применен термин

остаточное газосодержание : Содержание свободного и растворенного газа в нефти и смесей нефтей после сепарации.

4 Требования к погрешности измерений

4.1 Пределы основной абсолютной погрешности измерений свободного газа в поддиапазонах , об. доля %:

4.2 Пределы основной абсолютной погрешности измерений растворенного газа - ± 0,1 м 3 /м 3 .

5 Средства измерений и вспомогательные устройства

5.1 При измерениях содержания свободного газа используют прибор УОСГ-100 СКП (приложение А).

5.2 При измерениях содержания растворенного газа используют следующие средства измерений и вспомогательные устройства:

- автоматический лабораторный прибор АЛП-01 ДП(м) (приложение Б);

- термостат для поддержания температуры в диапазоне от 0 °С до 60 °С с погрешностью не более 0,1 °С;

- индивидуальный пробоотборник ИП-1(м) (приложение В) (в случае присутствия в отбираемой пробе в свободном состоянии воды и газа) или ИП-3 (приложение Г) (в случае отсутствия в отбираемой пробе в свободном состоянии воды или газа).

Примечание - Допускается применение других средств с аналогичными или лучшими метрологическими характеристиками.

Применяемые средства измерений должны быть поверены, а вспомогательное оборудование проверено на работоспособность.

6 Методы измерений

6.1 Метод измерений содержания свободного газа заключается в изотермическом сжатии до заданного давления отобранной пробы нефти, определении при этом уменьшения ее объема.

6.2 Метод измерений содержания растворенного газа заключается в герметичном отборе пробы, впрыске в измерительную камеру прибора дозированных порций нефти и создания в камере термодинамического равновесия «нефть-газ» последовательно при различных соотношениях фаз так, чтобы равновесное давление было максимально приближено с большей и меньшей стороны к заданному.

7 Требования безопасности и охраны окружающей среды

7.1 При измерениях соблюдают требования безопасности, приведенные в паспортах на приборы УОСГ-100 СКП и АЛП-01 ДП(м).

7.2 Температура, влажность, скорость движения воздуха, содержание вредных веществ в рабочей зоне должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.005.

7.3 При сливе, наливе и отборе проб нефти используют средства индивидуальной защиты.

7.4 Отработанную нефть и промывочные жидкости сливают в специальные герметизированные сливные емкости.

7.5 Помещение, в котором проводят измерения, должно быть оборудовано средствами пожаротушения в соответствии с ГОСТ 12.4.009.

8 Требования к квалификации исполнителей

К выполнению измерений допускают лиц (лаборантов или операторов), изучивших настоящие рекомендации, инструкции на приборы УОСГ-100 СКП, АЛП-01 ДП(м), индивидуальные пробоотборники и термостат и имеющих специальную подготовку по эксплуатации этих приборов.

9 Условия измерений

9.1 При измерениях содержания свободного газа соблюдают следующие условия:

- температура окружающего воздуха

от минус 20 °С до плюс 40 °С;

- температура рабочей среды

от 0 °С до плюс 80 °С;

- изменение температуры рабочей среды в течение одного измерения, не более

- изменение плотности рабочей среды в течение одного измерения, не более

9.2 При измерениях содержания растворенного газа соблюдают следующие условия:

от 96 до 104 кПа (от 720 до 780 мм рт. ст.);

- температура воздуха в помещении

от 15 °С до 25 °С;

- температура исследуемой нефти

- равновесное давление при определении содержания растворенного газа

10 Подготовка к измерениям

10.1 Подготовка к измерениям содержания свободного газа

10.1.1 В исходном состоянии клапаны прибора 3 (рисунок А.1, приложение А) открыты и поток исследуемой нефти движется по измерительной камере, давление в пробоотборной камере 1 равно давлению в трубопроводе.

10.1.2 Перед началом измерений проверяют пробоотборную камеру 1 на герметичность и наличие циркуляции через прибор.

10.1.2.1 Закрывают клапаны 3, поднимают давление в пробоотборной камере 1 до 8 МПа, выдерживают в течение 30 мин (если давление в течение последующих 5 мин изменится не более чем на одно большое деление по манометру, то пробоотборная камера герметична).

10.1.2.2 Закрывают вентили на входе и выходе прибора (рисунок А.2, приложение А), выдерживают в течение 15 мин (если температура окружающей среды ниже температуры нефти, то давление в пробоотборной камере снижается, если выше, то давление поднимается; если этого не происходит, то циркуляция через прибор отсутствует, тогда прикрывают секущую задвижку и вновь проверяют наличие циркуляции ).

10.1.3 Открывают вентили на входе и выходе прибора 3 (рисунок А.1, приложение А), снижают давление в пробоотборной камере 1 отводом поршня до давления в трубопроводе.

10.1.4 Определяют коэффициент сжимаемости исследуемой нефти, выполняя следующие операции:

10.1.4.1 Открывают клапаны 3 на приборе (рисунок А.1, приложение А), отводят плунжер 5 влево до упора, а затем по линейной шкале 6 и лимбу 8 устанавливают его в нулевое положение. При этом поток исследуемой нефти движется через пробоотборную камеру 1, минуя термостатирующую рубашку 2.

10.1.4.2 После 30 с выдержки проводят отбор пробы путем закрытия клапанов 3.

10.1.4.3 Вводят плунжер 5 и сжимают пробу до давления 6 МПа, выдерживают в течение 15 мин, затем, передвигая плунжер 5, устанавливают стрелку манометра 4 на ближайшем большом делении и фиксируют показания Р ₁ и D V ₁ .

10.1.4.4 Пробу сжимают до значения давления 10 МПа, выдерживают в течение 15 мин, затем, передвигая плунжер 5, устанавливают стрелку манометра 4 на ближайшем большом делении и фиксируют показания Р ₂ и D V ₂ .

10.1.4.5 Прибор приводят в исходное положение. При этом отводом поршня давление в камере снижают до давления в трубопроводе 3 (рисунок А.2, приложение А), а затем открывают клапаны 3 и плунжер 5 отводят до упора (рисунок А.1, приложение А).

10.1.4.6 По полученным значениям P ₁ , P ₂ , D V ₁ , D V ₂ вычисляют коэффициент сжимаемости нефти в пробоотборной камере прибора по формуле

где V _к - вместимость пробоотборной камеры по паспорту, равная 10 -6 · м 3 .

10.1.4.7 Коэффициент сжимаемости нефти определяют не менее трех раз и вычисляют его среднеарифметическое значение.

10.2 Подготовка к выполнению измерений содержания растворенного газа

10.2.1 Отбор нефти в индивидуальный пробоотборник

10.2.1.1 Подсоединяют пробоотборник с помощью шланга 16 через входной штуцер 1 (рисунок В.1, приложение В) к пробозаборнику.

10.2.1.2 Открывают входной вентиль 12 и вентиль на пробозаборнике .

10.2.1.3 Открывают выходной вентиль 13, сливают для промывки пробоотборника около 50 мл нефти и закрывают выходной вентиль 13.

10.2.1.4 Движением штока 7 с поршнем 9 вверх до упора проводят отбор нефти и закрывают входной вентиль 12.

10.2.1.5 Если в пробоотборник попали свободная вода или газ, их вытесняют через выходной вентиль 13 и дозаполняют пробоотборник .

10.2.1.6 Если температура отбираемого продукта t ниже максимально ожидаемой температуры t _max при транспортировании и хранении пробоотборника, то приоткрывают выходной вентиль 13 и сливают продукт объемом V , мл:

V = 0,25( t _max - t ).

10.2.1.7 Закрывают вентиль на пробозаборнике и отсоединяют пробоотборник.

10.2.2 Подготовка прибора

10.2.2.1 В исходном состоянии прибор (рисунок Б.1, приложение Б) подключен к сети напряжением 220 В, поршень 3 находится в крайнем левом положении, поршень 4 - в крайнем правом положении, а выходной вентиль 7 открыт.

10.2.2.2 Подключают пробоотборник , заполненный анализируемым продуктом, через фильтр 6 к входному клапану 5 прибора, а к термостатирующей рубашке подключают термостат. При этом выход воды из термостата подсоединяют к штуцеру «V», а вход - к штуцеру «А» прибора. Устанавливают температуру термостатирования 20 °С.

10.2.2.3 Включают прибор и выдерживают в течение 60 мин, при этом оставшееся до работы время (в минутах) будет индицироваться на табло.

10.2.2.4 Открывают выходной вентиль на пробоотборнике , движением поршня в нем создают давление несколько выше давления в газовой камере узла турбулизации 9, открывают вентиль 11 настолько, чтобы через штуцер выходного вентиля 7 можно было бы, перемещая поршень пробоотборника , слить тонкой струей нефть объемом 20 - 30 мл с поддержанием в пробоотборнике постоянного давления, после чего вентили 7 и 11 закрывают.

10.2.2.5 В пробоотборнике перемещением поршня 4 создают давление несколько выше давления в газовой камере 13 и нефть подают в дозировочную камеру до тех пор, пока давление в пробоотборнике резко не поднимется на 0,3 - 0,5 МПа выше давления в газовой камере 13, что свидетельствует о полном заполнении дозировочной камеры 1.

10.2.2.6 Сбрасывают давление в пробоотборнике на 0,3 - 0,5 МПа ниже давления в газовой камере 13.

10.2.2.7 После окончания прогрева прибора на табло открывается главное меню.

11 Выполнение измерений

11.1 Измерения содержания свободного газа

11.1.1 После 30 с выдержки устанавливают плунжер 5 по лимбу 8 и линейной шкале 6 в нулевое положение , закрывают клапаны 3 на приборе (рисунок А.1 , приложение А ). При этом поток исследуемой нефти движется через термостатирующую рубашку.

11.1.2 Вводят плунжер и сжимают пробу до давления 8 МПа, выдерживают в течение 15 мин, затем, передвигая плунжер 5, устанавливают стрелку манометра на ближайшем большом делении и фиксируют показания манометра Р и величину изменения объема пробы D V .

11.1.3 Прибор приводят в исходное положение.

11.1.4 Операции по 11.1.1 - 11.1.3 проводят не менее шести раз. Полученные результаты заносят в таблицу 1.

Таблица 1 - Форма журнала результатов измерений содержания свободного газа

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Объемное газосодержание 3 меняется волнообразно в зависимости от массового газосодержания и давления, достигая своего максимума в водоводах. Здесь минимум давления и практически максимум массового газосодержания потока. [1]

Распределение объемного газосодержания в элементах системы МСП имеет значение с точки зрения выбора типа расходомера и точки приборного измерения расхода жидкости газожидкостной смеси. [2]

Изменение объемного газосодержания в слое жидкости приводит к изменению / и, следовательно, изменению высоты газового столба, так как глубина скважины L остается неизменной. С учетом того, что плотность жидкости значительно больше плотности газа, имеем, что изменением давления можно пренебречь. [3]

Так как объемное газосодержание на выходе Г2 остается неизвестным, выразим его через известные параметры и приведем к газосодержанию на входе, которой обычно задается. [4]

С - среднее объемное газосодержание в рассматриваемом интервале лифта без учета и с учетом скольжения газа относительно жидкости соответственно. [5]

В практических условиях объемное газосодержание ф не определяют. Удобной для измерения величиной является расходное газосодержаиие - отношение расхода газа к сумме расходов газа и жидкости. Отметим, что зачастую из-за желания учесть больше факторов эмпирические формулы получаются весьма громоздкими. [6]

Перечислим методы измерения объемных газосодержаний Ф ае. Метод отсечек состоит в быстром одновременном закрытии двух клапанов на некотором участке канала с последующим измерением объемов фаз. Метод динамических весов основан на измерении давления, создаваемого газожидкостным потоком при попадании на диск, установленный нормально по потоку. Метод Ч - и - просвечивания позволяет измерять плотность текущей в канале газожидкостной смеси и по ней, зная плотность фаз, определять газосодержание. Метод электропроводимости позволяет измерять в потоках с элекг: ропроводной жидкой фазой локальные газосодержания и толщину жидких пленок. Оптический метод использует эффект полно о внутреннего отражения при прохождении межфазнон границы и является перспективным, особенно для неэлектропроводных жидкостей. Фотографический метод основан на фотографировании через специальный объектив с малой глубиной резкости. Метод микротермопар и термоане-мометрический метод применительно к измерению локального газосодержания основаны на равном теплосъеме при попаданий на чувствительный элемент газа я жидкости. [7]

Основные уравнения для объемного газосодержания были приведены в гл. [8]

Имеются результаты непосредственных замеров объемного газосодержания или отношения скоростей при вертикальном перекрестном токе. Было установлено, что число Рей-нольдса не является определяющим критерием для горизонтальных потоков. В работе [52] использовалась опытная секция, показанная на рис. 86, и воздухо-водяная смесь при атмосферном давлении. [9]

Данные по распределению фаз и объемному газосодержанию были получены на трех различных контурах. Данные для полностью развитого потока были получены при атмосферном давлении на воздухо-водяном контуре и на контуре высокого давления. Данные для неустановившегося потока получены на второй воздухо-водяной установке. Ниже кратко описаны обе установки и оборудование, применявшееся для получения данных об истинном газосодержании. [10]

Функция ад однозначно связана с объемным газосодержанием а. Действительно, при Rk - оо ад а представляет собой объемную долю всех газовых пузырьков. [11]

Применение диспергаторов позволяет увеличить допускаемое значение объемного газосодержания на приеме от 0 10 до 0 25 за счет образования тонкодисперсной структуры среды. Диспергаторы эффективны в обводненных скважинах, образующих вязкую эмульсию, так как способствуют разрушению ее структуры. [12]

Смежными с пробковой структурой потока при больших объемных газосодержаниях ( р О У) являются расслоенная и кольцевая. При малом значении критерия Фруда пробковая структура переходит в расслоенную. Следовательно, для ее получения необходимо увеличить диаметр трубы, так как это вызывает снижение скорости и соответственно критерия Фруда, а также увеличение расходного газосодержания. [13]

Смежными с пробковой структурой потока при больших объемных газосодержаниях ( р 0 9) являются расслоенная и кольцевая. При малом значении критерия Фруда пробковая структура переходит в расслоенную. Следовательно, для ее получения необходимо увеличить диаметр трубы, так как это вызывает снижение скорости и соответственно критерия Фруда, а также увеличение расходного газосодержания. [14]

При дальнейшем нагреве нефтепродукта за счет увеличения объемного газосодержания пробковый режим через промежуточные формы переходит в дисперсно-кольцевой и дисперсный режимы. Тем не менее для того, чтобы более полно представить механизм отложения кокса требуется детальное рассмотрение последующего участка. [15]

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти - это объем газа, растворенного в пластовой нефти.

Газосодержание пластовой нефти определяется по следующей формуле:

где Vг - объем газа,

Vпл.н - объем пластовой нефти.

Газосодержание пластовой нефти выражают в м 3 /м 3 .

Нефть всегда содержит в своем составе растворенные газы.
Исключением являются высоковязкая гипергенно измененная нефть.

Максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре, называется растворимостью газа V.
Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее.
Его определяют в лаборатории по пластовой пробе нефти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного.

Газовый фактор и учет попутного нефтяного газа

В пластовых условиях (при пластовых давлениях) газ находится в растворённом состоянии и только при снижении давления начинает выделяться из нефти.
Количество растворённого в нефти газа характеризуется понятием газовый фактор (Гф).
Этот показатель используется при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений. Газовый фактор представляет собой объёмное содержание газа в единице массы нефти (Гф = Qг / Qн), единица измерения - м 3 /т.
В большинстве нефтяных компаний возможный объём добычи попутного газа определяется исходя из прогноза добычи нефти.
То есть планируемое количество добываемой и подготавливаемой нефти умножается на газовый фактор (Qг = Qн x Гф).
Так можно определить количество ПНГ на перспективу и спланировать возможные варианты его использования. Однако данная формула не учитывает специфического разделения газового фактора, который бывает пластовым и рабочим (поверхностным).

Основа достоверного прогноза

Пластовый газовый фактор фактически отражает содержание газа в нефти.
Рабочий газовый фактор представляет собой сумму объемов газа, растворённого в нефти, и газа дополнительных источников.
Пластовый газовый фактор (Гфп, м 3 /т) - это количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20°С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне нефти, отобранной в пластовых условиях и разгазированной при однократном снижении давления от пластового до атмосферного.
Пластовый газовый фактор необходим для подсчёта запасов растворённого в нефти газа, сравнения физико-химических характеристик различной пластовой нефти, создания Технологической схемы разработки месторождения и контроля на этой основе за разработкой и эксплуатацией месторождения.
Рабочий газовый фактор (Гфр, м 3 /т) - это количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20°С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне добытой нефти, разгазированной по ступеням сепарации, которые приняты для данного месторождения - с учётом газа, выделяющегося из нефти при её подготовке. Рабочий газовый фактор необходим при текущем и перспективном планировании объёмов газа, которые будут добыты и использованы для технологических и производственных нужд.
Как показывает практика, наиболее точное количество попутного нефтяного газа на перспективу можно вычислить с помощью рабочего газового фактора. Именно этот показатель учитывает помимо газа, извлекаемого вместе с нефтью на поверхность, ещё и так называемый газ дополнительных источников, также относящийся к категории нефтяного. Газ дополнительных источников и чисто нефтяной газ извлекаются из нефти совместно на объектах добычи и подготовки нефти.

Газ дополнительных источников разделяется на:

газ газовых шапок, прорывающийся из газовой шапки к забоям нефтяных скважин и добываемый совместно с нефтью;
газ возврата, поступающий в нефтяные скважины из коллектора спустя некоторое время после закачки его в нефтяной пласт с целью повышения нефтеотдачи (компрессорный газлифт).

Точный объём газа дополнительных источников учесть сложно, а в некоторых случаях невозможно. Тем не менее, этот газ всегда приводит к увеличению проектных показателей количества ПНГ, выделяющегося из нефти при её добыче и подготовке.

Изменение газового фактора

Из опыта разработки нефтяных месторождений известно, что помимо естественной газовой шапки в пласте может образовываться так называемая искусственная газовая шапка. Если на начальной стадии разработки нефтяного месторождения пластовое давление опускается ниже давления насыщения, то происходит внутрипластовое разгазирование нефти и в последующем такое месторождение эксплуатируется в режиме растворённого газа (РРГ).

В этом случае газ, выделяющийся из нефти прямо в пласте, создаёт искусственную газовую шапку, которая начинает прорываться к забоям скважин, создавая воронки депрессии (рис.2). Ввиду своих физико-химических свойств ПНГ продвигается в пласте гораздо быстрее, чем нефть и вода. В результате этого на поверхности появляется дополнительное количество газа, которое резко увеличивает рабочий газовый фактор (в отличие от пластового газового фактора, считающегося неизменным).

Повышение температуры подогрева нефти в процессе её подготовки также увеличивает рабочий газовый фактор. Это происходит за счёт перехода части лёгких компонентов нефти в газообразное состояние. Однако такое увеличение незначительно.

По мере истощения залежи, объём растворённого в нефти газа постепенно уменьшается, что приводит к изменению рабочего газового фактора. Уменьшение количества газа также приводит к снижению нефтеотдачи пластов.

При таких обстоятельствах прогнозировать динамику изменения газовых факторов проблематично. И все же практикой установлено, что в конце расчётного периода пластовый газовый фактор добываемой нефти всегда будет намного меньше своего первоначального значения.

На нефтяных месторождениях, где процесс поддержания пластового давления (ППД) не отстаёт от темпа отбора жидкости, в залежи поддерживается упруговодонапорный режим. Пластовое давление остаётся выше давления насыщения и газ не выделяется из нефти непосредственно в пласте, а только на поверхности при её подготовке.

В этом случае, чтобы рассчитать прогноз добычи ПНГ достаточно использовать газовый фактор, определённый на основе глубинных проб нефти (пластовый газовый фактор). При упруговодонапорном режиме эксплуатации залежи газовый фактор остается стабильным продолжительное время.

Как учитывать ПНГ

Газосодержание нефти определяют на основе ее глубинных проб в специальных лабораториях. При этом, однако, не полностью учитывается газ дополнительных источников. Учесть все ресурсы ПНГ на месторождении на сегодняшний день возможно только через оперативный внутрипромысловый контроль.

Если говорить о стандартных средствах учёта выделяющегося попутного газа, то определённо можно сказать: до настоящего времени не существует средства измерения, которое могло бы в течение длительного времени поддерживать точность замеров объёма неподготовленного (сырого) ПНГ.

Учёт такого газа осложняется тем, что капли углеводородов и воды, летящие в газовой трубе, осаждаются на термометрических датчиках, изменяют их теплопроводность, скапливаются в трубе и превращаются в поток жидкости, в результате чего показания счётчиков не всегда достоверны.
Мероприятия, проводимые по дренированию (удалению) этой жидкости, не снимают проблемы точного учёта объёма ПНГ.
Можно проводить мгновенные (одномоментные) замеры расхода газа другими средствами, показания которых являются более точными, потому что используются только по мере необходимости (например, при контроле за разработкой месторождения). Все детали измерительного прибора после каждого замера очищаются от жидкости, углеводородного налёта и других примесей, что снижает вероятность ошибки измерения.

Недостаток этого способа состоит в том, что замеры можно проводить только дифференцированно во времени. Именно с увеличением частоты замеров расхода ПНГ (фото) вырисовывается более точная картина изменения во времени рабочего газового фактора для конкретного промысла и всего месторождения. Без такой динамики не обойтись при составлении прогноза изменения газовых факторов и привязки к другим технологическим показателям разработки месторождения. Что, безусловно, необходимо для укрупнённой оценки объёма газа на прогнозируемый период.

Специализированные компании проводят обследование объектов нефтедобычи, определяя не только рабочие газовые факторы, но и компонентный состав ПНГ вплоть до С10+ непосредственно на месте замеров. Специалисты используют мобильные газохроматографы и различные приборы для измерения расхода газа. Анализ химических компонентов, содержащихся в ПНГ, позволяет сделать вывод о характере происхождения газа - либо это чисто нефтяной газ, либо смесь газов дополнительных источников (газ газовых шапок, газ возврата). Зная характер происхождения газа, можно точнее спрогнозировать динамику изменения рабочего газового фактора и, соответственно, объёма добычи попутного газа.

Берется также во внимание, что со временем состав нефтяного газа из-за роста обводнённости продукции скважин утяжеляется, в нем увеличивается содержание неуглеводородных компонентов (N2, О2, СО2). Обычно это связано с закачкой рабочего агента (вода, газ, пар) и его влиянием на физико-химические параметры пластового флюида. На компонентный состав ПНГ влияет и температура подготовки нефти.

Значение учета ПНГ

Информация об объёме попутного газа и его компонентном составе по ступеням сепарации имеет большое практическое значение. В частности, на основе этих данных принимаются решения о комплектовании объектов добычи и подготовки нефти и газа необходимым оборудованием, как по мощности, так и по набору используемых установок. Ведь процесс газоподготовки складывается из комплекса технологических операций (осушка, сепарация, сероочистка и удаление углекислого газа, компримирование и др.).

Поэтому внимание специалистов привлекает высокоэффективное и надежное оборудование для подготовки и рационального использования попутного газа, разработанное на основе индивидуальных требований недропользователей.

Например, система подготовки ПНГ ЭНЕРГАЗ на центральной перекачивающей станции Западно-Могутлорского месторождения (добывающая компания Аганнефтегазгеология - дочерняя компания НК РуссНефть).

Проект разработан на основе инженерного решения, позволяющего при компримировании ПНГ достигать отрицательной температуры точки росы по воде (-20°С). Осушка попутного газа проводится здесь двумя способами - рефрижераторным и адсорбционным.

Эта система осуществляет целый ряд операций:

осушка (через адсорбционный осушитель) - отделение из исходного попутного газа фракций, которые при изменении температуры в ходе последующего компримирования могут выпадать в виде конденсата;
очистка ПНГ - при помощи многоступенчатого каскада фильтрации, включающего входной фильтр-скруббер, газомасляный фильтр-сепаратор, газовый коалесцентный фильтр и выходной фильтр тонкой очистки;
компримирование (через дожимную компрессорную установку) - повышение давления газа до проектного уровня 3 МПа для закачки ПНГ в транспортный газопровод;
учет (через узел учета) - точное определение объема подготовленного газа;
охлаждение и дополнительная осушка ПНГ (через холодильную установку - чиллер) - до проектных параметров газа.

Показателен также пример эксплуатации дожимной компрессорной станции ЭНЕРГАЗ на ДНС-3 Северо-Лабатьюганского месторождения Сургутнефтегаз.

Здесь дожимные установки в составе одной ДКС параллельно решают 2 технологические задачи: очистка и закачка попутного газа под давлением в транспортный газопровод; подготовка качественного топлива для газотурбинной электростанции, вырабатывающей электроэнергию для объектов месторождения.

Кстати, по итогам 2012 года показатели использования ПНГ в компании Сургутнефтегаз составили по месторождениям Западной Сибири - 99,29%, по Восточной Сибири - 97,58%. На сегодня это высший результат в нефтегазовой отрасли.

Учету ПНГ - государственный подход

Из сказанного выше становится понятно, что точно прогнозировать количество ПНГ, извлекаемого на поверхность совместно с нефтью, затруднительно даже при строго определённых объёмах добычи нефти. Нередко в том же объёме добычи нефти количество нефтяного газа оказывается гораздо большим, чем предполагалось исходя из пластового газового фактора. Однако уже через некоторое время газ может практически иссякнуть.

Подобные ситуации усложняют работу по определению мощностей объектов для подготовки и переработки ПНГ. Поэтому так важно знать динамику изменения рабочих газовых факторов и компонентный состав попутного газа хотя бы по нескольким этапам эксплуатации месторождения. Это позволяет повысить вероятность определения реальных объёмов добываемого ПНГ для контролируемого периода, т.е. для каждого года разработки месторождения.

Наряду с нефтяными компаниями, проблемой учета попутного нефтяного газа серьезно озабочено и государство. Соответствующим постановлением Правительства РФ с 1 января 2013 года установлено: если месторождение не оборудовано приборами учета объемов ПНГ, то повышающий коэффициент на штрафы за загрязнение окружающей среды при сжигании попутного газа возрастает до 120 (в 2012 году такой коэффициент равнялся 6). Это тем более существенно, поскольку штрафы также значительно подняты.

Хочется выразить уверенность в том, что не только штрафные санкции послужат дополнительным мотивом для организации постоянного и достоверного учета ПНГ на месторождениях.

Этому, прежде всего, будут способствовать профессиональная компетентность и заинтересованность специалистов нефтегазовой отрасли.

PVT исследования

Важно правильно рассчитать газосодержание, объемный коэффициент нефти и плотность выделяющегося из нефти газа.

PVT - давление-объем-температура - анализ фазового поведения.
PVT-исследование - это исследование термофизических свойств жидкостей - фазового поведения, плотности, вязкости, и др. при изменяющихся условиях давления, температуры и объема.
Информация о свойствах пластовых флюидов - обязательные данные, необходимые для подсчета запасов и проектирования разработки нефтегазовых месторождений.
Данные о продукции скважины входят в список обязательной информации наряду с результатами интерпретации данных геохимических и геолого-геофизических исследований, данными сейсморазведки, замерами текущего пластового давлении и температуры, материалами лабораторных анализов образцов коллекторов и др.
Важно правильно рассчитать газосодержание, объемный коэффициент нефти и плотность выделяющегося из нефти газа.

Нефть, Газ и Энергетика

Нефти разных пластов одного и того же месторождения и тем более разных месторождений могут отличаться друг от друга. Их различия во многом определяются их газосодержанием. Все нефти в пластовых условиях содержат в растворенном (жидком) состоянии газ.

G =Vг/V п.н. (14)

Газосодержание обычно выражают в м 3 /м 3 или м 3 /т.

К онтактным (одноступенчатым ) называют процесс, при котором весь выделяющийся газ находится над нефтью в контакте с ней. При дифференциальном процессе дегазирования выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы.

При дифференциальном дегазировании в нефти остается больше газа, чем при том же давлении в условиях контактного дегазирования. Это объясняется следующим образом. Из нефти выделяется в первую очередь метан, и в составе оставшихся газов увеличивается доля тяжелых УВ, что приводит к увеличению их растворимости. Дегазирование нефти при поступлении ее из пласта в промысловые сепараторы более сходно с контактным. Это и следует принимать во внимание при учете изменения свойств нефти вследствие перехода от пластовых условий к поверхностным.

Если при разработке в пласте газ не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, так как в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.

В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому давлению или может быть меньше него. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором - недонасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков мегапаскалей. Пробы нефти, отобранные с разных участков одной залежи, могут характеризоваться разным давлением насыщения.

βн = (1/ V ) (Δ V / Δp ), (15)

где ΔV - изменение объема нефти; V - исходный объем нефти. Δр - изменение давления. Размерность βн -1/Па, или Па -1 .

Значение его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1-5)10 -3 МПа -1 . сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу.

a н = (1/ Vo ) ( D V / D t ). (16)

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние наряду с влиянием других параметров сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при проектировании тепловых методов воздействия на пласт.

b _н = V _пл.н / V _дег = r _н ./ r _пл.н (17)

Объем нефти в пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти. Пластовое давление до некоторой степени уменьшает величину объемного коэффициента, но так как сжимаемость нефти весьма мала, давление мало влияет на эту величину.

Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 - 3. Наиболее характерные величины лежат в пределах 1,2-1,8.

При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента.

По плотности пластовые нефти делятся на:

Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые - низким.

По величине вязкости различают нефти

Вязкость нефти - очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и воды - показатель, характеризующий темпы обводнения скважин. Чем выше это соотношение, тем хуже условия извлечения нефти из залежи с применением различных видов заводнения.

Специальными исследованиями установлено, что слои вещества одинаковой толщины при прочих равных условиях всегда поглощают одну и ту же часть падающего на них светового потока. Зависимость между интенсивностью светового потока I_t после прохождения через раствор какого-либо вещества и толщиной слоя раствора L описывается основным уравнением (законом) колориметрии:

I_t = I ₀ L - K сп С L (20)

где I ₀ - интенсивность падающего светового потока; K _сп - -коэффициент светопоглощения; С - концентрация вещества в растворе.

Размерность коэффициента светопоглощения - 1/см. За единицу К_сп принят коэффициент светопоглощения такого вещества, в котором при пропускании света через слой толщиной 1 см интенсивность светового потока падает в е=2,718 раз. Величина К_сп зависит от длины волны падающего света, природы растворенного вещества, температуры раствора и не зависит от толщины слоя.

К_сп определяется при помощи фотоколориметра. Фотоколориметрия - один из методов изучения изменения свойств нефти в пределах залежи или месторождения. По изменению колориметрических свойств нефти можно судить об изменении других ее свойств - вязкости, плотности. Контроль за величиной К_сп нефти в процессе разработки позволяет решать ряд задач нефтегазопромысловой геологии.

Для нефтяных залежей характерно закономерное изменение основных свойств нефти в пределах площади и объема залежи: увеличение плотности, вязкости, величины коэффициента светопоглощения. содержания асфальтосмолистых веществ, парафина и серы по мере возрастания глубины залегания пласта, т. е. от свода к крыльям и от кровли к подошве (в мощных пластах). Иногда малоподвижные высоковязкие УВ (асфальты, твердые битумы и т. и.) образуют в подошве залежи монолитный слой. который частично или полностью запечатывает залежь, изолируя ее от законтурной области. Эти закономерности объясняются физико-химическим взаимодействием нефти с подошвенной водой.

Физические свойства пластовых нефтей исследуют в специальных лабораториях по глубинным пробам, отобранным из скважин герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость находят при постоянном давлении, равном начальному пластовому. Остальные характеристики определяют при начальном пластовом и при постепенно снижающемся давлении. В итоге строят графики изменения различных коэффициентов в зависимости от давления, а иногда и от температуры. Эти графики и используются при решении геологопромысловых задач.

Как определяется истинное и расходное газосодержание?

В теории движения ГЖС существуют важные понятия, через которые определяется плотность смеси. Это расходное газосодержание β и истинное газосодержание φ. Расходное газосодержание потока ГЖС определяется как отношение объемного расхода газа V к общему расходу смеси V+q:

Истинное газосодержание потока ГЖС учитывает скольжение газа и поэтому

является отношением площади, занятой газом fг, ко всему сечению трубы f:

Тогда Из сопоставления (7.35) и (7.25) следует

Разделив в (16) числитель и знаменатель на q и используя обозначение (7), получим. Отсюда

Сопоставляя (22), (21) и (9), видим, что

Если вам нужна помощь в написании работы, то рекомендуем обратиться к профессионалам. Более 70 000 авторов готовы помочь вам прямо сейчас. Бесплатные корректировки и доработки. Узнайте стоимость своей работы.

Таким образом, плотность идеальной смеси (23) определяется расходным газосодержанием , а плотность реальной смеси (18)—истинным .

Найдем формулы связи между , , , .

Из (20) и (21) имеем

Решая (21) относительно г, найдем

Подставляя (25) в (24), получим после преобразований

Решая (26) относительно , получим

При движении ГЖС возможны два предельных случая, когда по трубе движется одна жидкость = 0, следовательно, также равно нулю, и когда по трубе движется один газ = 0. Аналогично и для расходного газосодержания . Поэтому физически возможными пределами изменениями и будут 0< <1, 0< <1. При отсутствии скольжения газа относительная его скорость равна нулю (а = 0), следовательно, сг= сж, b = l и из формулы (26) =.

Таким образом, () для идеального подъемника будет являться прямой в виде диагонали квадрата линия 1 (рис. 3). Во всех других случаях при b>1, т. е. при а>0(сг>сж), получим <.

Читайте также: