Методики измерений, применяемые при определении газового фактора

Наличие информации о газовом факторе (ГФ) и количестве добытой нефти за сутки, ме­сяц и т.д. позволяет рассчитывать количество добываемого попутного нефтяного газа (ПНГ) и определять коэффициент его утилизации.

 

1. Вводная часть

Наличие информации о газовом факторе (ГФ) и количестве добытой нефти за сутки, ме­сяц и т.д. позволяет рассчитывать количество добываемого попутного нефтяного газа (ПНГ) и определять коэффициент его утилизации.

Первичные данные о величине ГФ получают из результатов исследований пластовых проб нефти, отбираемых на разведочных скважинах.

Более точно, в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005, с погрешностью не выше 5 %, ГФ должен определяться при пробной разработке месторождения с применением передвижных тестовых установок.

В процессе промышленной разработки месторождения величина ГФ может меняться. Если залежь с газовой шапкой, то возможен частичный прорыв газа в скважину и резкое уве­личение ГФ. В случае, когда разработка ведется при давлениях на забоях скважин ниже дав­ления насыщения, то вначале идет увеличение величины ГФ, а затем его снижение.

В связи с отмеченным, регулярное определение величины ГФ по скважинам обусловле­но не только необходимостью оценки полноты его утилизации, но и потребностью контроля за правильным ведением процесса разработки месторождения.

2. Определение ГФ и дебита скважин по ПНГ с использованием АГЗУ

Обычно в замерных установках используется сепарационный метод измерения дебитов. При этом, величина ГФ рассчитывается как соотношение суммы поступившего на АГЗУ сво­бодного и остающегося в нефти растворенного газа к количеству добытой нефти. В этом случае объем выделившегося свободного газа измеряется счетчиком, количество растворенного газа с применением прибора УОСГ-1РГ (МИ 3035-2007) или АЛП-01ДП (МИ 2575-2000), а количество нефти, с учетом коррекции на обводненность и растворенный газ, жидкостным счетчиком.

3. Определение ГФ на устье скважин

В России и ближнем зарубежье имеется много старых месторождений, обустроенных АГЗУ, которые зачастую, по той или иной причине, не дают достоверной информации о деби­тах скважин по газу. Имеются также новые месторождения, где на АГЗУ не удается получить четкого разделения продукции, вследствие чего получаемая на них информация обладает низ­кой достоверностью.

В отмеченных выше случаях величина ГФ может быть определена с применением при­бора УОСГ-СКП (свободный газ в ГЖС) и АЛП-01ДП (остаточный растворенный газ).

При этом прибор УОСГ-СКП подключается к манифольдной линии (рис. 1), часть по­тока ГЖС в постоянном режиме проходит через него, производится n-количеств измерений свободного газа по МИ «Содержание свободного газа в нефти и газожидкостной смеси» и рассчитывается средняя величина свободного газа, при­веденная к стандартным условиям (Р=101,3 кПа; t=20°C).

 

Рис. 1

Для определения содержания растворенного газа в пробоотборник ИП-1(м) производит­ся отбор жидкости, в которой вода находится только в связанном состоянии, а свободный газ практически отсутствует.

Затем в лаборатории в соответствии с МИ 2575-2000 (РМГ 104-2010) производится при стандартных условиях измерения содержания в нефти растворенного газа.

Сумма величин свободного и растворенного газа и будет являться ГФ.