Физические свойства нефти. Понятие о газовом факторе. Газовый фактор нефти таблица


Газовый фактор и учет попутного нефтяного газа

Тщательный учет даруемых нам Природой ресурсов – одно из основных условий разумного и бережного хозяйствования. Земля, вода, лес, разнообразные природные ископаемые, и среди них – углеводороды. Для эффективного использования такого несметного богатства требуется достоверный учет и точное определение перспектив добычи. В этой статье речь пойдет о газовом факторе как инструменте учета попутного нефтяного газа (ПНГ).

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 – м3/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, м3/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 различных пластовых нефтей, создания Технологической схемы разработки месторождения и контроля на этой основе за разработкой и эксплуатацией месторождения.

Рабочий газовый фактор (Гфр, м3/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 (рис.1). 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 3 и 4) 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 ОАО "Сургутнефтегаз". Здесь дожимные установки в составе одной ДКС параллельно решают две технологические задачи:

  1. очистка и закачка попутного газа под давлением в транспортный газопровод;
  2. 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. (Нефтегаз ИА 20.08.13)

npf-paker.ru

Пластовый газовый фактор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Пластовый газовый фактор

Cтраница 1

Пластовый газовый фактор определяют только по каждому из пластов, которые выделяют при подсчете запасов нефти и газа по месторождению в соответствии со стратиграфической схемой, принятой в данном нефтеносном районе. На разведываемой нефтяной площади газовые факторы определяют по пластам, которые выделены геологической службой разведочного предприятия по согласованию с нефтегазодобывающим предприятием.  [1]

Пластовый газовый фактор является одним из показателей состояния разработки нефтяного месторождения.  [2]

Гп - пластовый газовый фактор, м3 / т; Gn - количество нефти, которое было бы получено за расчетный период при одноступенчатой сепарации нефти и газа, т; рп - плотность газа, отсепари-рованного в одну ступень, т / м3; Гр, Gp, pp - аналогичные параметры при фактических рабочих условиях на нефтегазодобывающем предприятии.  [3]

Следует различать пластовый газовый фактор и эксплуатационный. Под пластовым газовым фактором понимается количество газа, растворенного в единице веса или объема нефти при давлении насыщения. Под эксплуатационным газовым фактором понимают отношение получаемого в сепараторе газа к количеству получаемой в сепараторе нефти.  [4]

Требуется найти вязкость насыщенной газом нефти, имеющей пластовый газовый фактор 107 м3 / м3, если при той же температуре вязкость мертвой нефти равна 1 5 спз.  [5]

В данной Шплтюпсом форме уравнения материального баланса [15] используются пластовый газовый фактор и суммарный объемный коэффициент исходной пластовой нефти. Для получения необходимых данных, если они не измерены экспериментально, могут применяться методы расчета, данные в этой главе. Так как в уравнении материального баланса требуется различать исходную величину суммарного объемного коэффициента и эту жо величину при более низких давлениях, то часто необходимо применять метод сглаживания суммарного объемного коэффициента для получения этих различий с достаточной точностью.  [7]

Когда на второй ступени давление равно 1 0 кгс / см2 ( рис. 1 6) и пластовый газовый фактор Г0 равен 60 м3 / т, количество газа на второй ступени Гг при температуре 9; 20; 40 и 60 С соответственно равно 10; 13 2; 18 и 27 tr / i. Как видно, с ростом температуры от 9 - 20 до 40 - 60 С количество газа второй ступени увеличивается почти в 2 раза. Следовательно, при незначительном снижении давления на второй ступени увеличивается переход компонентов из жидкой фазы в газовую.  [8]

При давлении на забое скважин выше давления насыщения нефти газом, когда выделения газа в пласте не происходит, пластовый газовый фактор практически не отличается от поверхностного.  [9]

Затем калька перемещается по оси глубин вниз так, чтобы точка ру ложилась последовательно на кривые на рис. II 1.17 с газожидкостными отношениями больше, чем пластовый газовый фактор ап. Точки пересечения этих кривых ( см. рис. III.18) с кривой пластового газового фактора показывают возможный диапазон параметров эксплуатации данной скважины как по глубине ввода рабочего агента и давлению закачиваемого газа, так и по удельному расходу.  [11]

При заданном дебите проектируемой газлифтной скважины по уравнению притока или по индикаторной линии можно определить забойное давление рс, соответствующее заданному дебиту Q. Должен быть известен пластовый газовый фактор Г0 при заданном дебите.  [13]

При заданном дебите проектируемой газлифтной скважины по уравнению притока или по индикаторной линии можно определить забойное давление рс, соответствующее заданному дебиту Q. Должен быть известен пластовый газовый фактор Г0 при заданном дебите.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

способ определения газового фактора нефти - патент РФ 2348805

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для измерения количества газа, извлекаемого вместе с нефтью, а также для оперативного контроля и регулирования процесса выработки запасов нефти и газа. Техническим результатом изобретения является повышение точности способа со значительным сокращением времени остановок скважин. Для этого измеряют плотность нефти, разгазированной при стандартных условиях, коэффициент растворимости газа и температуру потока на устье добывающей скважины. Дополнительно измеряют уровень нефти в затрубном пространстве скважины, затрубное давление и поправочный коэффициент на растворимость газа при средней температуре нефти в затрубном пространстве скважины. Газовый фактор определяют из условия равенства объема выделившегося из нефти газа свободному объему газа в затрубном пространстве, приведенному к стандартным условиям. При этом газовый фактор независим от обводненности продукции скважины и не чувствителен к пенистости нефтей. 1 табл.

(56) (продолжение):

RU 2260119 C1, 10.09.2005. RU 2280842 C1, 27.07.2006. US 4169374 A, 02.10.1979. DE 3423158 A1, 10.01.1985. FR 2619156 F1, 10.02.1989. EP 0684458 A2, 29.11.1995.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано для измерения количества газа, извлекаемого вместе с нефтью, а также для оперативного контроля и регулирования процесса выработки запасов нефти и газа.

Известны способы измерения газового фактора путем отбора всей добываемой продукции либо ее части за определенный промежуток времени, разделения отобранной продукции на фазы и последующего измерения объема фаз.

Эти способы трудоемки и не достаточно точны.

Наиболее близким к предлагаемому является известный способ определения газового фактора нефти в критическом режиме истечения газожидкостной продукции. («Методическое руководство по отбору проб и оперативному определению газосодержания и дебита газожидкостной продукции скважин в критическом режиме течения», Тюмень, ООО «Реагент», 2000, с.5-6). По действующим правилам разработки месторождений нефти и газа для каждой скважины составляется и контролируется технологический регламент работы. Периодически измеряются основные параметры эксплуатационного режима работы скважин (ЭРРС): дебит жидкости и нефти, обводненность, плотность разгазированной нефти, воды и газа, диаметр штуцера, буферное и линейное давление и др.

Имея результаты измерения параметров ЭРРС, не сложно получить значение газового фактора нефти из совместного решения уравнений объемного расхода (1) и критической скорости (2).

Уравнение объемного расхода газожидкостной системы:

Уравнение критической скорости Уоллиса-Гужова:

где

Q - объемный расход газожидкостной продукции скважин при критическом давлении и температуре, м 3/с;

d - диаметр штуцера, м;

V к - критическая скорость потока, равная скорости звука, м/с;

Рк - критическое давление, Па;

ж - плотность жидкости в критической точке, кг/м3;

- объемная доля газа в критическом режиме течения.

При определении ж используются плотность разгазированной нефти и воды, плотность газа и коэффициент растворимости газа в нефти, обводненность.

Недостатком метода является ограниченная область его применения, так как при работе скважин в технологическом режиме добычи нефти критическая скорость истечения формируется на малом числе скважин, а установка критических штуцеров требует остановки скважин, что ведет к потере в добыче нефти.

Другим недостатком прототипа является сильная зависимость значения газового фактора от точности определения дебита и обводненности продукции. В частности, при дебите жидкости 30±1 м3 /сут и обводненности 0,92±0,04 относительная погрешность в определении газового фактора достигает 21%. При том же дебите и обводненности 0,20±0,01 относительная погрешность определения газового фактора снижается до 6%.

Технической задачей, стоящей перед изобретением, является повышение точности способа определения газового фактора нефти со значительным сокращением времени остановок скважин.

Поставленная задача решается тем, что при определении газового фактора нефти добывающих скважин, включающем измерение плотности нефти, разгазированной при стандартных условиях, и коэффициента растворимости газа, дополнительно измеряют уровень нефти в скважине, затрубное давление и поправочный коэффициент на растворимость газа при средней температуре нефти в затрубном пространстве скважины, а газовый фактор определяют из условия равенства объема выделившегося из нефти газа свободному объему газа в затрубном пространстве, приведенному к стандартным условиям.

На практике для реализации предлагаемого способа измеряют плотность разгазированной нефти и газа, коэффициент растворимости газа в нефти и температуру потока на устье добывающей скважины. Измеряют затрубное давление в скважине (давление газа между эксплуатационной и насосно-компрессорной колоннами труб), динамический уровень и поправочный коэффициент на изменение растворимости газа от температуры нефти на глубине ее частичного разгазирования.

Газовый фактор нефти, приведенный к нормальным условиям, рассчитывается из условия равенства объема газа, выделившегося из нефти в затрубном пространстве скважины, свободному объему газа в затрубном пространстве от устья до динамического уровня.

Поправочный коэффициент определяется как отношение коэффициента растворимости при температуре нефти в затрубье к стандартному значению для нефтей данного объекта разработки (см. ОСТ 153-39.2-048-2003, с.5-7, 68).

С достаточной для инженерных целей надежностью газовый фактор нефти определяется выражением (3)

где

G - газовый фактор нефти при стандартных условиях разгазирования, м3/м 3;

G - коэффициент растворимости газа в нефти, м 3/МПа;

Рзат - затрубное давление, МПа;

Н - динамический уровень, м;

он - плотность разгазированной нефти, кг/м3;

- поправочный коэффициент на растворимость газа.

Важным преимуществом предлагаемого способа определения газового фактора по эксплутационным режимам работы скважин, по сравнению с известными промысловыми методами, является независимость получаемого значения газового фактора от обводненности продукции скважин. Это существенно повышает надежность определений.

Вторым важным преимуществом предлагаемого способа определения газового фактора является его низкая чувствительность к пенистости нефтей.

Пенистость нефтей приводит к завышению дебита скважин по жидкости и соответственно к занижению газового фактора при объемных методах измерений расхода газа и (или) жидкости. В установившемся режиме работы скважин (при закрытом затрубном пространстве) граница раздела фаз не размывается образованием пены благодаря отсутствию движения газовой фазы в затрубном пространстве, заполненном частично разгазированной нефтью. Это позволяет измерять динамический уровень и затрубное давление с относительной погрешностью не хуже ± 2%.

Значительная часть скважин, особенно малодебитного и обводненного фонда, эксплуатируется в периодическом режиме работы. Скважины останавливают под накопление продукции в стволе и призабойной зоне пласта. В скважине с накопленной продукцией устанавливается определенный статический уровень Н ст. При этом объем газа, выделившегося из нефти в процессе накопления равен объему газа, скопившемуся в затрубном пространстве от устья до статического уровня. Это позволяет определить газовый фактор нефти подстановкой в уравнение (3) значения Н ст вместо Н.

Очевидно, что в пределах погрешности измерений значения газового фактора, определенные по статическому и динамическому уровням, должны совпадать.

Результаты использования предлагаемого способа определения газового фактора приведены в таблице.

Таблица
Результаты измерения газового фактора нефти
 Давление, МПа затрубноеУровень, м Газовый фактор, м3/м3
Номер скважины буферноелинейноединамическое статическоединамическое статическоединамическое статическое
426 1.281.28 1.131.22695 48625.821.8
4311.18 1.180.120.25 798421 8.08.4
430 0.790.79 0.691.68862 59321.428.6
4361.08 1.080.911.08 663498 22.320.5
4381.081.08 0.661.08622 49818.120.5
4440.59 0.590.611.13 610598 17.122.8
4572.262.26 1.212.05725 38527.327.2

Газовый фактор определен по скважинам Рассветного, Трифоновского, Гондыревского и Сибирского месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Проведено сравнение полученного значения газового фактора с принятым к подсчету запасов. Погрешность определения находится в допустимых пределах.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ определения газового фактора нефти добывающих скважин, включающий измерение плотности нефти, разгазированной при стандартных условиях, и коэффициента растворимости газа, отличающийся тем, что измеряют уровень нефти в затрубном пространстве скважины, затрубное давление и поправочный коэффициент на растворимость газа при средней температуре нефти в затрубном пространстве скважины, а газовый фактор определяют из условия равенства объема выделившегося из нефти газа свободному объему газа в затрубном пространстве, приведенному к стандартным условиям.

www.freepatent.ru

Величина - газовый фактор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Величина - газовый фактор

Cтраница 2

Ограничивающим условием является величина газового фактора. При исследовании глубиннонасосных скважин с газовым фактором более 50 м3 / т часто наблюдается явление, когда с увеличением отбора жидкости динамический уровень не падает, как этого следовало бы ожидать, а повышается. Причина этого явления состоит в том, что с увеличением отбора растет газовый фактор, за счет чего столб жидкости в за-трубном пространстве вспенивается и растет. Такие данные не позволяют выполнить анализ исследования.  [16]

Формула, определяющая величину эффективно действующего газового фактора тэф.  [17]

Плотность смеси зависит от величины газового фактора, давления насыщения, давления на забое, температуры и других условий.  [18]

Эти методы контроля за величинами газового фактора позволяют также прогнозировать ресурсы нефтяного газа.  [19]

Промышленный предел закачки газа определяется величиной газового фактора. Более высокие давления, связанные с газированным состоянием пластовой нефти, вызывают повышенные газовые факторы при данном насыщенна пласта свободным газом и могут привести к более раннему забрасыванию месторождения по сравнению с закачкой газа при более низких давлениях, когда нефтяная фаза в породе сконцентрирована. Если закачка газа экономически выгодна до очень высоких газовых факторов, можно полностью использовать пластовый коэффициент объема нефти как непосредственный фактор снижения количества остаточной нефти в пласте.  [20]

Промышленный предел закачки газа оцределяется величиной газового фактора. Более высокие давления, связанные с газированным состоянием пластовой нефти, вызывают повышенные газовые факторы при данном насыщения пласта свободным газом и могут привести к более раннему забрасыванию месторождения по сравнению с закачкой газа при более низких давлениях, когда нефтяная фаза в породе сконцентрирована. Если закачка газа экономически выгодна до очень высоких газовых факторов, можно полностью использовать пластовый коэффициент объема нефти как непосредственный фактор снижения количества остаточной нефти в пласте.  [21]

Пока напор воды остается эффективным, величина газового фактора не может резко измениться ни с суммарной нефтеотдачей, ни с изменением темпа отбора. Здесь исключаются те случаи, когда отдельные скважины расположены вблизи газонефтя-нсго контакта, и избыточные дсбиты вызывают образование газовых конусов.  [22]

Различные источники [22, 41] доказывают, что величина газового фактора постоянна, если разработка месторождения ведется с поддержанием пластового давления.  [23]

Одним из показателей эффективности процесса является величина газового фактора; при газовом факторе более 3000 м31т эффективность процесса, как правило, значительно снижается. Закачка газа позволяет увеличить нефтеотдачу из пласта на 5 - 25 % ( в среднем на 15 %) по отношению к нефтеотдаче при первичных методах.  [24]

Пока напор воды остается эффективным, величина газового фактора не может резко измениться ни с суммарной нефтеотдачей, ни с изменением темпа отбора. Здесь исключаются те случаи, когда отдельные скважины расположены вблизи газонефтяного контакта, и избыточные дебиты вызывают образование газовых конусов.  [25]

Учитывая, что в реальных пластах величина газового фактора на один-два порядка выше, возможно изменение характера смачиваемости за счет выделения пузырьков газа на поверхности породы как при последовательной закачке воды и газа, так и при закачке водогазовых, в том числе микрозародышевых, систем.  [26]

В водах кумского горизонта отсутствует зависимость величины газового фактора от расстояния до контура залежей и пустых структур. Так, в пределах структурно-опущенной Аккулковской площади газонасыщенность составляет 606 - 617 см3 / л и примерно такая же ( 619 см3 / л) отмечается в скв.  [27]

Необходимо отметить, что данные о величине газового фактора часто вызывают сомнение, особенно при изучении прошлой разработки месторо-ждеяий до того, как был установлен систематический надзор над величиной газового фактора.  [28]

Необходимо отметить, что данные о величине газового фактора часто вызывают сомнение, особенно при изучении прошлой разработки месторождений до того, как был установлен систематический надзор над величиной газового фактора.  [29]

Для газированной жидкости пользуются при расчетах величиной объемного газового фактора G, который представляет собой отношение объемного газового дебита Qr, приведенного к давлению в 1 кгс / см2, к объемному дебиту жидкого компонента Qx, приведенному к тем же условиям.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Способ определения газового фактора нефти

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для измерения количества газа, извлекаемого вместе с нефтью, а также для оперативного контроля и регулирования процесса выработки запасов нефти и газа. Техническим результатом изобретения является повышение точности способа со значительным сокращением времени остановок скважин. Для этого измеряют плотность нефти, разгазированной при стандартных условиях, коэффициент растворимости газа и температуру потока на устье добывающей скважины. Дополнительно измеряют уровень нефти в затрубном пространстве скважины, затрубное давление и поправочный коэффициент на растворимость газа при средней температуре нефти в затрубном пространстве скважины. Газовый фактор определяют из условия равенства объема выделившегося из нефти газа свободному объему газа в затрубном пространстве, приведенному к стандартным условиям. При этом газовый фактор независим от обводненности продукции скважины и не чувствителен к пенистости нефтей. 1 табл.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано для измерения количества газа, извлекаемого вместе с нефтью, а также для оперативного контроля и регулирования процесса выработки запасов нефти и газа.

Известны способы измерения газового фактора путем отбора всей добываемой продукции либо ее части за определенный промежуток времени, разделения отобранной продукции на фазы и последующего измерения объема фаз.

Эти способы трудоемки и не достаточно точны.

Наиболее близким к предлагаемому является известный способ определения газового фактора нефти в критическом режиме истечения газожидкостной продукции. («Методическое руководство по отбору проб и оперативному определению газосодержания и дебита газожидкостной продукции скважин в критическом режиме течения», Тюмень, ООО «Реагент», 2000, с.5-6). По действующим правилам разработки месторождений нефти и газа для каждой скважины составляется и контролируется технологический регламент работы. Периодически измеряются основные параметры эксплуатационного режима работы скважин (ЭРРС): дебит жидкости и нефти, обводненность, плотность разгазированной нефти, воды и газа, диаметр штуцера, буферное и линейное давление и др.

Имея результаты измерения параметров ЭРРС, не сложно получить значение газового фактора нефти из совместного решения уравнений объемного расхода (1) и критической скорости (2).

Уравнение объемного расхода газожидкостной системы:

Уравнение критической скорости Уоллиса-Гужова:

где

Q - объемный расход газожидкостной продукции скважин при критическом давлении и температуре, м3/с;

d - диаметр штуцера, м;

Vк - критическая скорость потока, равная скорости звука, м/с;

Рк - критическое давление, Па;

ρж - плотность жидкости в критической точке, кг/м3;

β - объемная доля газа в критическом режиме течения.

При определении ρж используются плотность разгазированной нефти и воды, плотность газа и коэффициент растворимости газа в нефти, обводненность.

Недостатком метода является ограниченная область его применения, так как при работе скважин в технологическом режиме добычи нефти критическая скорость истечения формируется на малом числе скважин, а установка критических штуцеров требует остановки скважин, что ведет к потере в добыче нефти.

Другим недостатком прототипа является сильная зависимость значения газового фактора от точности определения дебита и обводненности продукции. В частности, при дебите жидкости 30±1 м3/сут и обводненности 0,92±0,04 относительная погрешность в определении газового фактора достигает 21%. При том же дебите и обводненности 0,20±0,01 относительная погрешность определения газового фактора снижается до 6%.

Технической задачей, стоящей перед изобретением, является повышение точности способа определения газового фактора нефти со значительным сокращением времени остановок скважин.

Поставленная задача решается тем, что при определении газового фактора нефти добывающих скважин, включающем измерение плотности нефти, разгазированной при стандартных условиях, и коэффициента растворимости газа, дополнительно измеряют уровень нефти в скважине, затрубное давление и поправочный коэффициент на растворимость газа при средней температуре нефти в затрубном пространстве скважины, а газовый фактор определяют из условия равенства объема выделившегося из нефти газа свободному объему газа в затрубном пространстве, приведенному к стандартным условиям.

На практике для реализации предлагаемого способа измеряют плотность разгазированной нефти и газа, коэффициент растворимости газа в нефти и температуру потока на устье добывающей скважины. Измеряют затрубное давление в скважине (давление газа между эксплуатационной и насосно-компрессорной колоннами труб), динамический уровень и поправочный коэффициент на изменение растворимости газа от температуры нефти на глубине ее частичного разгазирования.

Газовый фактор нефти, приведенный к нормальным условиям, рассчитывается из условия равенства объема газа, выделившегося из нефти в затрубном пространстве скважины, свободному объему газа в затрубном пространстве от устья до динамического уровня.

Поправочный коэффициент γ определяется как отношение коэффициента растворимости при температуре нефти в затрубье к стандартному значению для нефтей данного объекта разработки (см. ОСТ 153-39.2-048-2003, с.5-7, 68).

С достаточной для инженерных целей надежностью газовый фактор нефти определяется выражением (3)

где

G - газовый фактор нефти при стандартных условиях разгазирования, м3/м3;

ΔG - коэффициент растворимости газа в нефти, м3/МПа;

Рзат - затрубное давление, МПа;

Н∂ - динамический уровень, м;

ρон - плотность разгазированной нефти, кг/м3;

γ - поправочный коэффициент на растворимость газа.

Важным преимуществом предлагаемого способа определения газового фактора по эксплутационным режимам работы скважин, по сравнению с известными промысловыми методами, является независимость получаемого значения газового фактора от обводненности продукции скважин. Это существенно повышает надежность определений.

Вторым важным преимуществом предлагаемого способа определения газового фактора является его низкая чувствительность к пенистости нефтей.

Пенистость нефтей приводит к завышению дебита скважин по жидкости и соответственно к занижению газового фактора при объемных методах измерений расхода газа и (или) жидкости. В установившемся режиме работы скважин (при закрытом затрубном пространстве) граница раздела фаз не размывается образованием пены благодаря отсутствию движения газовой фазы в затрубном пространстве, заполненном частично разгазированной нефтью. Это позволяет измерять динамический уровень и затрубное давление с относительной погрешностью не хуже ± 2%.

Значительная часть скважин, особенно малодебитного и обводненного фонда, эксплуатируется в периодическом режиме работы. Скважины останавливают под накопление продукции в стволе и призабойной зоне пласта. В скважине с накопленной продукцией устанавливается определенный статический уровень Нст. При этом объем газа, выделившегося из нефти в процессе накопления равен объему газа, скопившемуся в затрубном пространстве от устья до статического уровня. Это позволяет определить газовый фактор нефти подстановкой в уравнение (3) значения Нст вместо Н∂.

Очевидно, что в пределах погрешности измерений значения газового фактора, определенные по статическому и динамическому уровням, должны совпадать.

Результаты использования предлагаемого способа определения газового фактора приведены в таблице.

Таблица
Результаты измерения газового фактора нефти
Давление, МПа затрубное Уровень, м Газовый фактор, м3/м3
Номер скважины буферное линейное динамическое статическое динамическое статическое динамическое статическое
426 1.28 1.28 1.13 1.22 695 486 25.8 21.8
431 1.18 1.18 0.12 0.25 798 421 8.0 8.4
430 0.79 0.79 0.69 1.68 862 593 21.4 28.6
436 1.08 1.08 0.91 1.08 663 498 22.3 20.5
438 1.08 1.08 0.66 1.08 622 498 18.1 20.5
444 0.59 0.59 0.61 1.13 610 598 17.1 22.8
457 2.26 2.26 1.21 2.05 725 385 27.3 27.2

Газовый фактор определен по скважинам Рассветного, Трифоновского, Гондыревского и Сибирского месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Проведено сравнение полученного значения газового фактора с принятым к подсчету запасов. Погрешность определения находится в допустимых пределах.

bankpatentov.ru

Добыча нефти и газа

Среди важнейших видов промышленной продукции одно из главных мест занимают нефть, газ и продукты их переработки. Достаточно сказать, что из всех видов энергетических ресурсов (вода, уголь, горючие сланцы, атомная энергия и др.) около двух третей потребностей обеспечивается за счет углеводородов. Невозможно представить сегодня современный транспорт и все многообразие двигательной техники без горюче-смазочных материалов, основой которых служат нефть и газ. Эти богатства земных недр добываются и потребляются в огромных количествах.

Свободный газ и добываемый попутно с нефтью, являются сырьем для химической промышленности. Путем химической переработки газов получают и такие продукты, на изготовление которых расходуется значительное количество пищевого сырья.

До начала XVIII в. нефть, в основном, добывали из копанок, которые обсаживали плетнем. По мере накопления нефть вычерпывали и в кожаных мешках вывозили потребителям.

Колодцы крепились деревянным срубом, окончательный диаметр обсаженного колодца составлял обычно от 0,6 до 0,9 м с некоторым увеличением книзу для улучшения притока нефти к его забойной части.

Подъем нефти из колодца производился при помощи ручного ворота (позднее конного привода) и веревки, к которой привязывался бурдюк (ведро из кожи).

К 70-м годам XIX в. основная часть нефти в России и в мире добывается из нефтяных скважин. Так, в 1878 г. в Баку их насчитывается 301, дебит которых во много раз превосходит дебит из колодцев. Нефть из скважин добывали желонкой - металлическим сосудом (труба) высотой до 6 м, в дно которого вмонтирован обратный клапан, открывающийся при погружении желонки в жидкость и закрывающийся при ее движении вверх. Подъем желонки (тартание) велся вручную, затем на конной тяге (начало 70-х годов XIX в.) и с помощью паровой машины (80-е годы).

Первые глубинные насосы были применены в Баку в 1876 г., а первый глубинный штанговый насос – в Грозном в 1895 г. Однако тартальный способ длительное время оставался главным. Например, в 1913 г. в России 95% нефти добыто желонированием.

Вытеснение нефти из скважины сжатым воздухом или газом предложено в конце XVIII в., но несовершенство компрессорной техники более чем на столетие задержало развитие этого способа, гораздо менее трудоемкого по сравнению с тартальным.

Не сформировался к началу нашего века и фонтанный способ добычи. Из многочисленных фонтанов бакинского района нефть разливалась в овраги, реки, создавала целые озера, сгорала, безвозвратно терялась, загрязняла почву, водоносные пласты, море.

В настоящее время основной способ добычи нефти – насосный при помощи установок электроцентробежного насоса (УЭЦН) и штанговых скважинных насосов (ШСН).

В табл. 1 приведено распределение способов добычи нефти по России.

Таблица 1

Распределение числа скважин и добычи нефти в зависимости от способа эксплуатации

Способ

эксплуатации

Число

скважин, %

Средний дебит,

т/сут

Добыча, % от

общей

нефти

жидкости

нефти

жидкости

Фонтанный

8,8

31,1

51,9

19,5

9,3

Газлифтный

4,3

35,4

154,7

11,6

14,6

УЭЦН

27,4

28,5

118,4

52,8

63,0

ШСН

59,4

3,9

11,0

16,1

13,1

Прочие

0,1

-

-

-

-

Газовая промышленность получила свое развитие лишь в период Великой Отечественной войны при открытии и вводе в разработку газовых месторождений в районе г. Саратова и в западных областях Украины, сооружении газопровода Саратов - Москва и Дашава - Киев - Брянск - Москва.

Одновременно с вводом в разработку и освоением новых газовых месторождений создавалась сеть магистральных газопроводов и отводов от них для подачи газа местным потребителям.

Развитие газовой промышленности позволило газифицировать много городов и населенных пунктов, а также предприятий различных отраслей промышленности.

1. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ  СВОЙСТВА  НЕФТИ,  ПРИРОДНОГО  ГАЗА, УГЛЕВОДОРОДНОГО  КОНДЕНСАТА  И  ПЛАСТОВЫХ ВОД

Нефть – горючая, маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов. В нефти встречаются следующие группы углеводородов: метановые (парафиновые) с общей формулой СnН2n+2; нафтеновые – СnН2ni; ароматические – Сnh3n-6. Преобладают углеводороды метанового ряда (метан СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8 и бутан С4Н10), находящиеся при атмосферном давлении и нормальной температуре в газообразном состоянии. Пентан С5Н12, гексан С6Н14 и гептан С7Н16 неустойчивы, легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно. Углеводороды от С8Н18 до С17Н36 – жидкие вещества. Углеводороды, содержащие больше 17 атомов углерода – твердые вещества (парафины). В нефти содержится  82¸87 % углерода, 11¸14 % водорода (по весу), кислород, азот, углекислый газ, сера, в небольших количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк и т.п.

Основной показатель товарного качества нефти – ее плотность (r) (отношение массы к объему), по ней судят о ее качестве. Легкие нефти наиболее ценные.

 Плотность (объемная масса) – масса единицы объема тела, т.е. отношение массы тела в состоянии покоя к его объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м3. Измеряется плотность ареометром. Ареометр – прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой нефти. 

Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других.  Зависит она от силы взаимодействия между молекулами жидкости (газа). Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости (m). За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Па·с), т.е. вязкость такой жидкости, в которой на 1 м2 поверхности слоя действует сила, равная одному ньютону, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с. Жидкость с вязкостью 1 Па·с относится к числу высоковязких.

В нефтяном деле, так же как и в гидрогеологии и ряде других областей науки и техники, для удобства принято пользоваться единицей вязкости, в 1000 раз меньшей – мПа·с. Так, пресная вода при температуре 200С имеет вязкость 1 мПа·с, а большинство нефтей, добываемых в России, - от 1 до 10 мПа·с, но встречаются нефти с вязкостью менее 1 мПа·с и несколько тысяч мПа·с. С увеличением содержания в нефти растворенного газа ее вязкость заметно уменьшается. Для большинства нефтей, добываемых в России, вязкость при полном выделении из них газа (при постоянной температуре) увеличивается в 2¸4 раза, а с повышением температуры резко уменьшается.

Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости, т.е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м2/с. На практике иногда пользуются понятием условной вязкости, представляющей собой отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 200С. 

Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до темно-бурого и черного, плотность от 730 до 980¸1050 кг/м3 (плотность менее 800 кг/м3 имеют газовые конденсаты). По плотности нефти делятся на 3 группы: на долю легких нефтей (с плотностью до 870 кг/м3) в общемировой добыче приходится около 60% (в России – 66%), на долю средних нефтей (871¸970 кг/м3) в России – около 28%, за рубежом – 31%; на долю тяжелых (свыше 970 кг/м3) – соответственно около 6% и 10%. Вязкость изменяется в широких пределах (при 500С 1,2 ¸ 55·10-6м2/с) и зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ).

Другое основное свойство нефти – испаряемость.  Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.

В пластовых условиях свойства нефти существенно отличаются от атмосферных условий.

Движение нефти в пласте зависит от пластовых условий: высокие давления, повышенные температуры, наличие растворенного газа в нефти и др. Наиболее характерной чертой пластовой нефти является содержание  в ней значительного количества растворенного газа, который при снижении пластового давления выделяется из нефти (нефть становится более вязкой и уменьшается ее объем).

В  пластовых условиях изменяется плотность нефти, она всегда меньше плотности нефти на поверхности.

При увеличении давления нефть сжимается. Для пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости нефти  bн колеблются в пределах 0,4¸14,0 ГПа-1, коэффициент bн определяют пересчетом по формулам, более точно получают его путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти.

Из-за наличия растворенного газа в пластовой нефти, она увеличивается в объеме (иногда на 50¸60%). Отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему ее в стандартных условиях называют объемным коэффициентом «в». Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом Q = . Этот коэффициент служит для приведения объема пластовой нефти к объему нефти при стандартных условиях.

Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти, т.е. на сколько изменяется ее объем на поверхности по сравнению с глубинными условиями.

Усадка – И =  · 100%.

Важной характеристикой нефти в пластовых условиях является газосодержание – количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти. Для нефтяных месторождений России газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м3/т. По закону Генри растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.

ГАЗЫ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ИХ ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

 Природные углеводородные газы находятся в недрах земли или в виде самостоятельных залежей, образуя чисто газовые месторождения, либо в растворенном виде содержится в нефтяных залежах. Такие газы называются нефтяными или попутными, так как их добывают попутно с нефтью.

Углеводородные газы нефтяных и газовых месторождений представляют собой газовые смеси, состоящие  главным образом из предельных углеводородов метанового ряда СnН2n+2, т.е. из метана СН4 и его гомологов – этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10 и других, причем содержание метана в газовых залежах преобладает, доходя до 98-99%.

Кроме углеводородных газов, газы нефтяных и газовых месторождений содержат углекислый газ, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших количествах редкий газ, такой как гелий, аргон и др.

1.1.ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОВ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см3, кг/м3) и в относительных. При давлении 0,1 МПа и температуре 00С плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,0007 до 0,0015 г/см3 (в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов).

Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при атмосферном давлении  (0,1 МПа) и стандартной температуре (обычно 00С) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,6¸1,1.

Растворимость углеводородных газов в жидкости при неизменной температуре определяют по формуле

S = aPb ,

где S – объем газа,  растворенного в единице объема жидкости, приведенной к стандартным условиям; Р – давление газа над жидкостью, a ‑ коэффициент растворимости газа в жидкости , характеризующий объем газа (приведенный к стандартным условиям), растворенный в единице объема жидкости при увеличении давления на 1МПа;   b- показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального. Значение a и b зависят от состава газа и жидкости.   

Коэффициент растворимости a для нефтей и газов основных месторождений России изменяется в пределах 5¸11 м3/м3на 1МПа. Показатель b изменяется в пределах 0,8¸0,95. 

На многих месторождениях природный газ первоначально существует в растворенном состоянии в нефти и выделяется из раствора только при снижении давления. Чем больше снижается давление, тем больше выделяется газа из раствора. То давление, при котором газ начинает выделяться из нефти, называется давлением насыщения нефти газом.

Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 00С обычно не превышает 0,01МПа·с. С повышением давления и температуры она незначительно увеличивается. Однако при давлениях выше 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причем газы, содержащие более тяжелые углеводороды, как правило, имеют большую вязкость.

Теплоемкость газа. Теплоемкостью называется количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема этого вещества на 10С. Весовая теплоемкость газа измеряется в кДж/кг, а объемная в кДж/м3.

Теплота сгорания газа. Теплота сгорания какого-либо вещества определяется количеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы объема данного вещества. Теплота сгорания газов выражается в кДж/кг и кДж/м3 и является основным показателем, характеризующим газ или топливо.

Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления этот газ сконденсируется, т.е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние.

Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется критической температурой.

Давление, соответствующее критической температуре, называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление – это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была температура. Так, например, критическое давление для метана » 4,7 МПа, а критическая температура ‑ 82,50С.

Природные газы могут воспламеняться или взрываться, если они смешаны в определенных соотношениях с воздухом и нагреты до температуры их воспламенения при наличии открытого огня.

Минимальные и максимальные содержания газа в газовоздушных смесях, при которых может произойти их воспламенение, называются верхним и нижним пределом взрываемости. Для метана эти пределы составляют от 5 до 15%.  Эта смесь называется гремучей и давление при взрыве достигает 0,8 МПа.

1.2.ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ И ГИДРАТЫ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ    СОСТАВ ГИДРАТОВ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Гидратами углеводородных газов называются кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды; они имеют различную кристаллическую структуру.

Свойство гидратов газов позволяет рассматривать их как твердые растворы. Исследования показывают, что содержание водяного пара в газообразной фазе в системе газ - гидрат меньше, чем в системе газ - вода.

Возникновение гидрата обусловлено определенными давлением и температурой при насыщении газа парами воды. Гидраты распадаются после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упругости паров исследуемого гидрата.

Углеводородные и некоторые другие газы, контактирующие с водой при определенных давлении и температуре, также могут образовывать кристаллогидраты. Кристаллогидраты природных газов внешне похожи на мокрый спрессованный снег, переходящий в лед. Плотность гидратов несколько меньше плотности воды – 980 кг/м3. Образование их сопровождается выделением тепла, разложение – поглощением. Существует мнение ученых-геологов, что, значительные запасы природного газа связаны с газогидратными залежами, расположенными в зонах вечномерзлотных пород, и на дне океанов, где, как известно, температура составляет 2¸30 С.

1.3.СОСТАВ И НЕКОТОРЫЕ СВОЙСТВА ВОД НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Пластовые воды являются обычным спутником нефти.

Вода обладает способностью смачивать породу и потому она обволакивает тончайшей пленкой отдельные зерна ее, а также занимает наиболее мелкие поровые пространства. Вода, залегающая в одном и том же пласте вместе с нефтью или газом, называется пластовой. В нефтегазоносных залежах распределение жидкостей и газов соответствует их плотностям: верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Однако пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной.

Осадочные породы, являющиеся нефтяными коллекторами, формировались, в основном, в водных бассейнах. Поэтому еще до проникновения в них нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и позднее углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от плотности. При этом вода вытеснялась нефтью и газом не полностью, так как основные минералы, входящие в состав нефтесодержащих пород, гидрофильные, т.е. лучше смачиваются водой, чем нефтью. Поэтому вода при вытеснении ее нефтью в процессе образования нефтяных залежей частично удерживалась в пластах в виде тончайших пленок на поверхности зерен песка или кальцита и в виде мельчайших капелек в точках контакта между отдельными зернами и в субкапиллярных каналах. Эта вода находится  под действием капиллярных сил, которые значительно превосходят наибольшие перепады давлений, возникающие в пласте при его эксплуатации, и поэтому остается неподвижной при разработке нефтегазовой залежи.

Отношение объема воды, содержащейся в породе, к объему пор этой же породы называется коэффициентом водонасыщенности:

hв = ,

где hв -  коэффициент водонасыщенности; Vв - объем воды в породе;  Vп ‑ объем пор.

 Отношение объема нефти, содержащейся в породе, к общему объему пор называется коэффициентом водонасыщенности:

hн = ,

где hн - коэффициент нефтенасыщенности; Vн - объем нефти в породе.

 Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70% объема пор и в  большинстве коллекторов  составляет 20¸30% этого объема.

Исследованиями установлено, что при содержании в пласте воды до 35¸40% и небольшой проницаемости пород пласта из скважин может добываться безводная нефть, так как связанная вода в этом случае в пласте не перемещается.

Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м3 в пресной воде до 80 кг/м3 в сильноминерализованных водах и до 300кг/м3 в рапах. 

Наиболее характерным признаком для распознавания вод является их химический состав.

В состав вод нефтяных месторождений входят, главным образом, хлориды, бикарбонаты и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Содержание хлористого натрия может доходить до 90% от общего содержания солей. Иногда встречается сероводород и в виде коллоидов окислы железа, алюминия и кремния. Часто присутствует йод и бром, иногда в таком количестве, что вода может быть объектом их промышленной добычи.

Воды нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или отсутствием сульфатов (соединений SO4), или их слабой концентрацией. Помимо минеральных веществ, в водах нефтяных месторождений содержатся некоторые минеральные вещества, углекислота, легкие углеводороды, нафтеновые и некоторые жирные кислоты.

Минерализация воды характеризуется количеством растворенных в ней минеральных солей. Степень минерализации вод часто выражается их соленостью, т.е. содержанием растворенных в воде солей, отнесенных к 100 г раствора.

Воды нефтяных месторождений делятся на два основных типа: жесткие и щелочные.

На практике для классификации вод принимают классификацию Пальмера, который рассматривает воду как раствор солей. Каждая соль, растворяясь в воде, придает ей определенные свойства. Например, раствор поваренной соли делает воду нейтральной. Жесткость придают воде сульфаты кальция и магния, образующие «вторичную соленость».

Плотность воды зависит от степени ее минерализации и от температуры.

Коэффициент сжимаемости воды, т.е. изменение единицы объема ее при изменении давления на 0,1 МПа в пластовых условиях, находится в пределах 3,7·10-5 ¸ 5·10-5 1/0,1 МПа в зависимости от температуры и абсолютного давления. Содержание в воде растворенного газа повышает ее сжимаемость.

Растворимость газов в воде значительно ниже растворимости их в нефтях. Рост минерализации воды способствует уменьшению растворимости в ней газа.

В прямой зависимости от минерализации вод находится и электропроводность. Пластовые воды являются электролитом.

Воды нефтяных месторождений могут содержать бактерии органических веществ, которые придают различную окраску (розовую, красную, молочную).

    Вязкость    пластовой    воды    при200С  составляет   1мПа·с,  а  при  1000С – 0,284 мПа·с.

oilloot.ru

Физические свойства нефти. Понятие о газовом факторе.

При проектировании разработки м/р необходимо иметь данные об основных свойствах нефти, таких, как удельный вес, плотность, вязкость, поверхностное натяжение, сжимаемость. Необходимо знать также и тепловые свойства нефти – температуру застывания, начала выпадения парафина, фракционный состав нефти.

Уд. вес нефти – вес единицы объема вещества (y=p*g где р-плотность нефти; g-ускорение свободного падения).

Плотность нефти - это масса единицы ее объема (р=m/v, где m- масса тела, v – объем вещества. Плотность нефти равна 0,820-0,880 кг/м3 (г/см3)). Плотность нефти определяют в лабораторных условиях. При разведочных работах её измеряют при помощи ареометра. Плотность нефти, добытой из скважины, всегда выше плотности нефти, находящейся в пласте. На снижение плотности нефти в пластовых условиях оказывают влияние насыщение её растворенным газом и более высокая, по сравнению с поверхностной, температура пласта.

Вязкость- это свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Различают два вида вязкости: динамическую и кинематическую.

Динамическая вязкость – вязкость такой жидкости, при движении которой возникает сила внутреннего трения в 1 Н (сантиПуаз; Па*сек).

Кинематическая вязкость – отношение динамической вязкости к плотности, измеряют в м2/с.

С повышением температуры вязкость нефти уменьшается. С увеличением количества растворенного газа вязкость нефти также уменьшается.

Температура застывания - это темпер-ра, при которой охлаждаемая в пробирке нефть не изменяет уровня при наклоне пробирки в 45°.

Темпер-ра начала выпадения парафина – темпер-ра, при которой начинают образовываться кристаллы парафина. Это темпер-ра выше темпер-ры застывания нефти. Парафины выпадают +10С - +15С для Когалымского региона.

Фракционный состав нефти – опред-ся при лаборат-ой перегонке. При постепенном повышении темпер-ры из нефти отгоняют части – фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания. До 350С – светлые фракции: бензиновая, лигроинования, керосиновая, дизельная. От 300С до 500С: мазут и гудрон.

Газовый фактор –количество газа, растворенного в единице объема нефти. Средний газовый фактор, как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти. Газосодержание пластовой нефти – это кол-во компонентов, перешедших в газовую фазу при изменении условий от пластовых до атмосферных, и отнесенных к единице объема или массе сепарированной нефти (м3/м3, м3/т).

 

Геологическое обеспечение и контроль ПРС и КРС. Назначение и содержание КРС, текущего ремонта скважин.

ПРС – работы по ликвидации несложных аварий: по смене ГНО, по очистке забоя КВ-н, отложений парафина и солей в НКТ, удаление песчаных и гидратных пробок.

КРС – особо сложные ремонтные работы КВ-н, связанные с выпрямлением смятых колонн, цементированием забоя КВ-н с целью изоляции водопритока или возврата на вышележащие горизонты, освобождения прихвата труб, ликвидация различных сложных аварий и др. Перед ПРС и КРС проводится анализ причин аварий и ее последствий, изучение геолого-технич-ой докумен-ции КВ-ны . Технологи и геологи составляют план проведения КРС и ПРС, устанав-ют цели ремонта, определяют меры по безопасному ведению работ по охране недр и окруж-ей среды. Перед ремонтом бригады ПРС и КРС должна ознакомится с геолого-промысловыми особенностями КВ-ны и уделить внимание интервалу разреза, в котором произошла авария.

 

 

Дата добавления: 2015-10-30; просмотров: 91 | Нарушение авторских прав

Читайте в этой же книге: Понятие о г.п. как о коллекторах. Класс-я г.п. | Основные показатели раз-ки залежи. Геолого-промысловая документация показателей раз-ки нефтепромыслов ТПП. | Состав и св-ва пластовых вод Когалымского региона. | Источники пластовой энергии залежи Н и Г. | Режимы нефт. залежей, геол-ие факторы их формирования и проявления. | Виды внутриконтурного заводнения, применяемые в Когалымском регионе. | Расчет добычи нефти из новых СКВ-н. Расчет добычи нефти из старых СКВ-н. Расчетная добыча. | Учет геолого-промысловых факторов при выборе и обосновании систем разработки нефтяных месторождений. | Проектирование разработки нефтяных месторождений | Геолого-промысловая документация показателей разработки нефтепромыслов ТПП. |mybiblioteka.su - 2015-2018 год. (0.007 сек.)

mybiblioteka.su