Отчет по практике: Газовый фактор, методы борьбы с высоким газовым фактором

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский университет дружбы народов имени Патриса Лумумбы» (РУДН)

Отчет

о прохождении производственной практики

Газовый фактор, методы борьбы с высоким газовым фактором

Аль-Шарафи Ахмед Шараф Яхья,

1 курс, ИНГмд-01-22

Москва 2023 г.

Содержание

Введение

1. Газовый фактор. Ключевые понятия

1.1 Газовый фактор. Газосодержание - специфика применяемой терминалогии

• 1.2 Нормативно - правовая основа учета газового фактора
• 1.3 Оценка геологических условий месторождений с повышенным газовым фактором
• 2. Методы определения газового фактора нефти, используемые на различных стадиях разработки
• 2.1 Определение ГФ при помощи ГЗУ

2.2 Определение ГФ на передвижных замерно-сепарационных установках

Заключение

Список используемых литературы

Введение

Газовый фактор (или объемный газовый фактор) в нефтегазовой отрасли является важным показателем, который отражает количество растворенного газа в нефти. Он определяется как объем газа, содержащегося в единице объема нефти при нормальных условиях (20°С и 1 атм).

Газовый фактор является важной характеристикой нефтяных месторождений и позволяет оценить их газоносность. Он может варьировать в широких пределах в зависимости от различных факторов, таких как глубина залегания месторождения, химический состав нефти и физико-химические условия образования и миграции нефтегазовой смеси.

Высокий газовый фактор указывает на большое количество

растворенного газа в нефти, что делает ее более легкой и увеличивает ее эффективность при добыче. Низкий газовый фактор, напротив, указывает на небольшое количество растворенного газа в нефти.

Изучение газового фактора позволяет определить оптимальные технологии добычи и способы обработки нефти для максимального извлечения газа. Также знание газового фактора помогает снизить риски при разработке месторождений и эффективно использовать газ как ценный источник энергии.

Важно отметить, что газовый фактор может меняться в процессе эксплуатации месторождения под воздействием различных факторов, таких как давление и температура в пласте, объем добычи нефти и т.д.

Таким образом, изучение газового фактора является важным аспектом в геологии и разработке нефтегазовых месторождений, позволяющим оптимизировать процессы добычи и использования газа.

1. Газовый фактор. Ключевые понятия

1.1 Газовый фактор. Газосодержание - специфика применяемой терминологии

При эксплуатации нефтяного (нефтегазового) месторождения из нефти, поднимающейся на дневную поверхность, выделяется газ. Попутный нефтяной газ (ПНГ) - газообразная смесь углеводородных и неуглеводородных компонентов, добываемая совместно с нефтью через нефтяные скважины и выделяющаяся из нефти в процессе ее промысловой подготовки. Количество выделившегося газа характеризуется газовим фактором. Для наиболее правильного его определения следует воспользоваться «инструкцией по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр».

Стоит различать два различньх понятия газосодержания пластовой нефтии промыслового газового фактора.

Газосодержание (газонасьгщенность) пластовой нефти - зто обьем газа, растворенного в пластовой нефти.

Газосодержание пластовой нефти определяется по следующей формуле:

где ??г - обьем газа,

??пл.н - обьем пластовой нефти.

Газосодержание пластовой нефти вмражают в м³/м³.

Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300-500 м³/м³ и более, обычное его значение для большинства нефтей - 30-100 м³/м³. Также известно большое число нефтей с газосодержанием не вьше 8-10 м³/м³.

Промысловым газовым фактором называется количество добытого газа в м³, приходящееся на 1 м³ (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени.

Различают:

- начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины,

- текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени,

- средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо дать.

Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Она может меняться в очень широких пределах. 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.

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.

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. Так, на Туймазинском месторождении в Башкирии оно меняется от 8 до 9,4 МПа. Это связано как с изменением свойств нефти и газа в пределах площади, так и с влиянием на характер выделения газа из нефти свойств породы, количества и свойств связанной воды и других факторов.

Растворимость газа - это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее. Его определяют в лаборатории по пластовой пробе нефти, 10 постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного. Процесс дегазирования пробы может быть контактным или дифференциальным.

Контактным (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 обьясняется 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.

1.2 Нормативно - правовая основа учета газового фактора

В данных нормативно-технических документах содержится весь объем необходимой информации, которая требуется для правильной организации добычи нефти при повышенном газовом факторе, безопасных условий реализации, транспортировки, хранения, Эксплуатации. Пакет нормативных документов - Это своего рода свод правил или стандарт, по которому осуществляется добыча нефти с высоким газовым фактором, в полной мере соответствующих всем установленным в отношении нее государственным стандартам качества и безопасности. Далее рассмотрены пункты из документов, которые применяются к добыче нефти в условиях повышенного газового фактора.

ГОСТР 55990-2014 Месторождения нефтяные и газонефтяные.

Промысловые трубопроводы. Нормы проектирования

1. Нестабильные сжиженные углеводородные продукты, которые содержат сероводород и другие сернистые соединения, имеют давление насыщенных паров по Рейду более 0,0667 МПа и транспортируются в жидком состоянии. К таким продуктам относятся нестабильные газовые конденсаты и сжиженные нефтяные газы, а также нефть с газовым фактором 300 м³/т и более

2. Горючие и токсичные продукты, которые находятся в жидкой фазе при стандартних условиях и при условиях транспортирования. К таким продуктам относятся метанол, монозтиленгликоль, ингибиторы и другие химические реагенты, а также стабильные конденсаты и нефть с газовым фактором до 300 м³/т, содержащие сероводород и другие сернистые соединения

3. Горючие нетоксичные продукты, которые находятся в жидкой фазе при стандартных условиях и при условиях транспортирования, не содержащие сероводорода и других сернистых соединений. К таким продуктам относятся стабильные конденсаты, а также нефть с газовым фактором до 300 м³/т

ГОСТ Р 58367-2019 Обустройство месторождений нефти на суше.

Технологическое проектирование

Конструкция манифольда для обвязки устья скважины и выкидного коллектора при высоком газовом факторе должна обеспечивать включение регулируемого дроссельного устройства (штуцерную камеру) на затрубном пространстве устья скважинм (при необходимости) для плавного регулирования сброса в выкидной коллектор газа из затрубного пространства.

РД 39-0148070-303-85 Применение технологии сепарации нефти для месторождений с високим газовим фактором

Требования, предьявляемые к технологическому процессу:

1. Газовый фактор нефти, поступающий на сепарацию, не должен превышать 400 м³/м³;

2. Давление сепарации 0,7 МПа. При давлениях сепарации больше или меньше 0,7 МПа газовый фактор жидкости не должен превышать значения, определяемого предельной величиной расходного газосодержания Р=0,9828;

3. Технологический процесс обеспечивает сепарацию нефти до содержания капельной нефти в газе после первой ступени не более 0,5 г\м³.

Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности,
связанные с газовым фактором "Правила безопасности в нефтяной и газовой промьшленности 101"

1. В газових и газоконденсатних скважинах, а также в нефтяных скважинах с высоким (более 200 м³/т) газовым фактором, газонагнетательных скважинах с ожидаемим избиточним давлением на устье более 100 кгс/см² (10 МПа) приустьевая часть колонни вместе с колонной головкой после опрессовки водой дополнительно опрессовивается инертним газом (азотом) давлением в соответствии с рабочим проектом;

2. Линии сбросов на факели от блоков глушения и дросселирования должни надежно закрепляться на специальних опорах и направляться в сторону от проезжих дорог, линий злектропередач, котельних и других производственних и битових сооружений с уклоном от устья скважини. Свободние конци линий сброса должни иметь длину не более 1,5 м.

Длина линий должна бить:

- для нефтяних скважин с газовим фактором менее 200 м³/т - не менее 30 м;

- для нефтяних скважин с газовим фактором более 200 м³/т, газових и разведочних скважин - не менее 100 м.

Линии и установленние на них задвижки должни иметь внутренний диаметр, одинаковий с внутренним диаметром отводов крестовини; после блока задвижек разрешается увеличение их диаметра не более чем на 30 мм.

Расстояние от концов викидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к обьектам буровой установки, должно бить не менее 100 м для всех категорий скважин.

Для скважин, сооружаемих с насипного основания и ограниченних площадок, длина линий от блоков глушения и дросселирования должна устанавливаться подрядчиком по согласованию с заказчиком.

Разрешается направлять линии сброса в одну сторону с использованием узлов и деталей, имеющих паспорта установленного образца.

3. На скважинах, где ожидаемое давление на устье превышает 700 кгс/см² (70 МПа), устанавливается заводской блок с тремя регулируемыми дросселями -- два с дистанционным и один с ручным управлением. Во всех остальных случаях установка регулируемых дросселей с дистанционным управлением производится в зависимости от конкретних условий и решается руководством организации при утверждении в установленном порядке схемь обвязки и установки противовыбросового оборудования;

4. После монтажа, до разбуривания цементного стакана, превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой или инертным газом на давление опрессовки обсадной колонны, указанное в рабочем проекте. Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление: 50 кгс/см² (5 МПа)

- для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 210 кгс/см² (21 МПа); 100 кгс/см² (10 МПа)

- для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 210 кгс/см² (21 МПа). Результаты опрессовки оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель заказчика и противофонтанной службь (противофонтанной военизированной части);

5. К фонтанной арматуре должны быть подсоединены линии для глушения скважинм через трубное и затрубное пространства. Линии глушения должны быть снабжены обратными клапанами. Для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м³/т длина линии должна быть не менее 50 м. Во всех других случаях длина линии глушения должна быть не менее 100 м.

6. Контроль коррозионного состояния оборудования, помимо визуального осмотра, должен осуществляться следующими методами: установкой контрольнмх образцов; по датчикам скорости коррозии; * Очевидно, вместо «*№ 6» должно быть «*№ 2». по узлам контроля коррозии; по водородным зондам; ультразвуковой и магнитной толщинометрией. Методы, периодичность и точки контроля коррозии для каждого вида оборудования и трубопроводов устанавливаются в соответствии с рекомендациями научно исследовательских и проектних организаций и утверждаются техническим руководителем организации. В зависимости от абсолютного давления (Рабс), парциального давления сернистого водорода (P*) и его концентрации (C*) для многофазного флюида «нефть -- газ -- вода» с газовим фактором менее и более 890 нм³/м³ должно применяться оборудование в стандартном и стойком к сульфидно- коррозионному растрескиванию (СКР) исполнении в соответствии с приложением № 8** к настоящим Правилам.