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

Области применения оборудования в стандартном и стойком к СКР исполнении в зависимости от абсолютного давления (Р_абс), парциального давления сернистого водорода (PH2S) и его концентрации (CH2S) для многофазного флюида «нефть - газ - вода» с газовим фактором менее 890 нм³/м³ (таблица 1).

Таблица 1. Область применения оборудования для флюида с газовим фактором менее 890 нм³/м³

Области применения оборудования в стандартном и стойком к СКР исполнении в зависимости от абсолютного давления (Р_абс), парциального давления сернистого водорода (PH2S) и его концентрации (CH2S) для многофазного флюида «нефть -- газ -- вода» с газовым фактором более 890 нм³/м³ (таблица 2).

Таблица 2. Область применения оборудования для флюида с газовым фактором более 890 нм³/м³

7. При газовом факторе более 200 м³/т проектная документация должна содержать дополнительные мери безопасности.

1.3 Оценка геологических условий месторождений с повмшеннмм газовмм фактором

В текущем состоянии разработки нефтегазових залежей России било виделено три типа добиваемого попутного газа:

1) Газ с газовой шапки (подгазовие запаси);

Газ с газовой шапки проникает в ствол скважини при несоблюдении контроля следующих показателей:

A. Несоответствующая большая депрессия (при резком снижении забойного давления ниже пластового, в связи с чем происходит прорив более подвижного компонента флюида в ствол скважини будь то нефть или вода). Обично зто основано на неправильних подсчетах давлений той или иной контактной зони (ГНЗ, ГНВЗ), если район разбуриваемого обьекта недостаточно изучен добичей и прочими исследованиями.

B. Недостаточное герметизирование заколонного пространства (прорив газа через заколонное пространство между подвеской хвостовика и зксплуатационной колонной, прорив при неправильном расположении пакера, плохим цементажем и прочие технические упущения).

C. Близкое расположение горизонтального (бокового) ствола скважинм к ГНК (на различнмх обьектах необходимо соблюдать определенное расстояние от ГНК для снижения риска подтягивания газа).

Характеристика обьектов с подгазовыми запасами может разниться как от различнмх типов зон (ГНЗ и ГНВЗ), так и до состава самой газонефтяной смеси определяемые по результату определения опробывания пласта коллектора (ОПК) либо в процессе зксплуатации при анализе проб (менее точный метод).

Для правильной выработки запасов и снижения рисков прорыва газа, например, пласти Яковлевской свиты вырабатываются на определенных депрессиях, позволяющих ограничить подтягивание газа с газовой шапки.

Обычно мощность газовой шапки в контактных запасах Яковлевских пластов варьируется от 1 до 3м. Отсюда можно понять обьемы газа в ГШ и 17 опасность ее прорыва в данном районе, где располагать горизонт относительно контакта, какую компоновку заканчивания использовать, какое количество пакеров-зластомеров, какую депрессию создавать и прочие факторы, способствующие качественной выработке нефти в подгазовых залежах.

2) Газ растворен по всему обьему нефтегазовой залежи и ввиду просадки пластового давления газ начинает выделяться из нефти. Снижение забойного давления ниже давления насьщения также приводит к вьделению газа из нефти.

Большую проблему вызывают контактные запасы, которые имеют различное влияние на значение ГФ.

Основной проблемой разработки являются образования газовых конусов, в последствии чего происходят прорывы газа к добывающей скважине. Зто приводит ухудшению зкономических и технических показателей, а также не позволяет достичь высоких показателей нефтеотдачи.

2 Методы определения газового фактора нефти, используемые на различных стадиях разработки

Анализ существующих средств измерения газового фактора показмвает, что их можно условно разделить на скважинные и наземные. Причем как те, так и другие обладают определенными преимуществами и недостатками, которые необходимо устранить.

Так, например, скважинное оборудование представляет собою, как правило, пробоотборники, спускаемые в скважину на кабеле или проволоке, которые предназначены для отбора проб пластового флюида из ствола скважинм напротив необходимого интервала пласта, проводят измерения (на приток, на давление) после чего они доставляются на поверхность и затем в соответствующую лабораторию промысла или НГДУ, где определяют величину ГФ.

Наземное оборудование для измерения ГФ как правило представлено стационарными и передвижными измерительными установками, из которых первые (например, «АГЗУ-Спутник» с возможностью сепарационного метода измерений) обслуживают несколько зксплуатационных скважин и

предназначень для измерения не только ГФ, но также для измерения дебитов по нефти, воде и попутному газу, соответственно по каждой подключенной к ней скважине. Причем, приоритет в конструкции подобных установок отдан производительности, за счет чего погрешность измерений не превышает Ћm6%.

Что касается передвижных измерительных установок, то они предназначены для измерений производительности небольшого числа скважин, расположенных вдали от основной нефтепромысловой структури нефтедобывающего предприятия и обладают меньшим диапазоном измерения дебитов нефти и газа, хотя в некоторых случаях обладают более высокой точностью их оценки при условии хорошего соответствия их технических характеристик условиям измерения на обьектах нефтедобычи.

2.1 Определение ГФ при помощи ГЗУ

Наиболее простим и оперативним методом определения газового фактора является групповая замерная установка (ГЗУ), в состав которой входит газосепаратор, оборудованний расходомером - массовим, вихревим или ультразвуковим расходомером на газовой измерительной линии. Продукция скважин одного куста поступает в переключатель скважин многоходовой (ПСМ), при помощи которого вибирается одна скважина, флюид которой далее поступает в сепаратор. Продукция остальних скважин поступает в общий трубопровод. В газосепараторе происходит отделение газа от нефти. Отделившийся газ через датчик расхода газа поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.

При помощи регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковим уровнемером, создается циркуляция нефти через счетчик с постоянними скоростями, что позволяет оценивать дебит в широком диапазоне. Принцип действия расходомера основан на герметичном отборе проби нефти из трубопровода, создании заданного соотношения фаз «нефть-газ», приведении зтой системи, путем турбулизации, в термодинамическое равновесие с поддержанием имеющейся в трубопроводе температури и регистрацией давления.

Существующие измерительние установки предназначени для количественной оценки текущего дебита зксплуатационних скважин по нефти, воде и попутному газу, включая зкспресс-оценку величини газового фактора в масштабе реального времени. Практически все серийно поставляемие измерительние установки предназначени в первую очередь для измерения текущего дебита по нефти, воде и попутному газу с разной точностью, но как правило погрешность не превишает Ћm4%.

Определение Гф производится путем расчета его величини как соотношение суммы поступившего на АГЗУ свободного и остающегося в нефти растворенного газа к количеству добьтой нефти. В зтом случае обьем выделившегося свободного газа измеряется счетчиком, количество растворенного газа с применением прибора УОСГ-1РГ (МИ 3035-2007) (рисунок 1) или АЛП-01ДП (МИ 2575-2000), а количество нефти, с учетом коррекции на обводненность и растворенный газ, жидкостным счетчиком.

газовый геологический нефть

Рисунок 1. Автоматическая групповая замерная установка «АГЗУ Спутник»

Рисунок 2. УОСГ-1РГ

Рисунок 3. АЛП-01ДП

2.2 Определение ГФ на передвижных замерно-сепарационных установках

На большинстве предприятий нефтегазового комплекса для определения газового фактора скважин применяются передвижные (возимые) измерительные установки. В таблице 4 представлена информация о наиболее известных типах измерительных установок, применяемых в России и разработанных с целью точного определения газового фактора нефти.

Таблица 4. Сравнение основных технических характеристик передвижных измерительных установок, предназначенных для точного измерения ГФ

Данные установки работают по принципу гидроциклонных сепараторов и монтируются на автоприцепе. Для отделения газа от нефти используется центробежная сила, возникающая на гидроциклоне, а разделение их в емкости происходит по принципу гравитационного разделения фаз.Установка УГФ 2,5-200 подключается непосредственно к устью скважины или к АГЗУ «Спутник». Она позволяет производить непрерывный замер дебита жидкости (водонефтяной смеси) и газа. Газожидкостная смесь, поступившая в установку, проходит трехступенчатую сепарацию: при давлении 0,6 - 1,0 МПа (первая ступень), при давлении 0,25 - 0,6 МПа (вторая ступень) и при атмосферном давлении (третья ступень), за счет чего достигается более точное измерение Гф поскольку такая технология позволяет на измерительной установке фактически осуществлять исследования, максимально приближенные к условиям дифференциального разгазирования проб пластових нефтей в лаборатории. Установка снабжена кориолисовым расходомером жидкости, расход газаизмеряется ротационными газовими счетчиками РГ-100 и РГ-40 с производительностью при стандартних условиях 100 и 40 м³/час.

Основные недостатки установок УГФ 2,5 - 200:

-могут зксплуатироваться только при положительных температурах окружающего воздуха, так как все измерительное оборудование смонтировано на открытой платформе автомобиля;

-в установке не предусмотрено применение влагомера.

Необходимо отметить, что установка по-прежнему остается единственной в стране, способной непосредственно на скважине моделировать условия поступенчатой сепарации, соответствующие технологическому процессу подготовки на ДНС или ЦПС месторождения. Данный подход наиболее полно и точно отражает требования РД 39-0147035225-88 []. С другой стороны, несмотря на более чем 25-летний опыт зксплуатации данная установка пока продолжает оставаться в статусе зкспериментального образца. На установке ЗУОГФ определение газового фактора достигается за счет продолжительного отбора со скважины небольших представительных проб газожидкостной смеси для последующего разделения на газовую и жидкостную составляющие.Отобранная проба подвергается поступенчатой дегазации (газ затем направляется на сжигание в факельный стояк), после чего осуществляется предварительный расчет и регистрация газового фактора, а затем для исследований поступает следующая проба. Возможно также использование установки для измерения дебита скважины в режиме непрерывного потока, но в этом случае имеется ограничение по дебиту жидкости (не более 20 м³ /сутки).