Способ определения газового фактора нефти

Способ определения газового фактора нефти

Реферат

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;

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

Р_к - критическое давление, Па;

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

β - объемная доля газа в критическом режиме течения.

При определении ρ_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 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;

Р_зат - затрубное давление, МПа;

Н_∂ - динамический уровень, м;

ρ_он - 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 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	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.

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.