Главная
Начальная
страница
 FAQ
Вопросы
и ответы
 Разделы
Наши
темы
 Ссылки
Каталог
сайтов
 Файлы
Каталог
программ
  Логин: Пароль:

  Поиск:  
Определение газового фактора добывающих скважин






Необходимость проведения работ по определению газовых факторов по месторождениям нефтедобывающих компаний продиктована необходимостью контроля за разработкой месторождений, своевременному обнаружению и исключению нежелательных явлений, как то прорыв газа газовых шапок, внутрипластовое разгазирование и тому подобных, повышению уровня использования газа и регламентирована документом ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа».
Метод отбора глубинных проб считается классическим. Применимость данного метода ограничена фонтанным способом эксплуатации скважин, при отсутствии разгазирования нефти в пласте или призабойной зоне. 
Данный способ имеет наименьшую погрешность определения газового фактора, при этом имеется возможность экспериментального исследования свойств пластового флюида такие, как плотность в пластовых условиях, давления насыщения при различных давлениях и температурах, коэффициент усадки нефти, реологические характеристики, газовый фактор при ступенчатой сепарации, компонентные составы нефтей и выделившихся газов и пр.
Нашей компанией также используется способ предусматривающий использование переносного сепаратора, в который отбирается часть предварительно гомогенизированного потока газожидкостной смеси с последующей дегазацией нефти и измерением объемного соотношения газовой и жидкой фаз. В процессе измерений отбираются пробы газа и жидкости для определения их физико-химических свойств и хроматографического анализа с последующей рекомбинацией состава и свойств исходного пластового флюида. 
Способ отбора реализуется устройством имеющим свидетельство об утверждении типа средств измерений RU.C/024.A № 40712 устанавливаемым на буферную задвижку и обеспечивающий гомогенный режим течения продукции скважины в устройстве.
Измерения проводятся согласно документа: «Методика измерений с помощью устройств нефтегазоизмерительных «ПРОБОС»», свидетельство об аттестации по МВИ № СР.1.29.2010.08960.
Способ отбора реализуется устройством 7а или 7б (см. рис. 1).
Определение газового фактора указанным способом возможно при любом способе эксплуатации скважин с обводненностью до 98%. Данный способ не требует проведения на месте исследования подготовительных работ и остановок скважины для установки оборудования.
Относительная погрешность измерения газового фактора не превышает 5%.
При работе по измерению газового фактора на устье добывающих скважин формируется технический отчет. Отчет по работе содержит следующие показатели:

Давление насыщения, МПа
Давление насыщения при Тпл.,
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа·10-4
Газосодержание 
  (при однократной стандартной сепарации), м3/т
  (при ступенчатой сепарации по схеме обустройства), м3/т
 Объемный коэффициент  
  при однократной стандартной сепарации
  при ступенчатой сепарации
Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3
Bязкость нефти в условиях пласта, МПа·с
Плотность сепарированной нефти при 20С, кг/м3
  при однократной стандартной сепарации
  при ступенчатой сепарации
Плотность выделившегося газа при 20С, кг/м3
  при однократной стандартной сепарации
  при ступенчатой сепарации
Вязкость сепарированной нефти, МПа·с
  при однократной стандартной сепарации
  при ступенчатой сепарации
Коэффициент растворимости газа в нефти, (м3/м3) / МПа
  при однократной стандартной сепарации
  при ступенчатой сепарации
Удельная теплоемкость нефти,
  - пластовой при Тпл.
  - сепарированной (ст.усл.)
Коэффициент теплопроводности нефти, Вт/ (м·град)
  - пластовой при Тпл.
  - сепарированной (ст.усл.)
Пересчетный коэффициент для подсчета запасов
Компонентные составы газа и нефти при однократной сепарации
Компонентные составы газа и нефти по ступеням сепарации при ступенчатой сепарации
Давление насыщения нефти газом при различных давлениях и температурах
Вязкость пластовой нефти при различных давлениях и температурах
Реологические свойства водонефтяных смесей
Физико-химическая характеристика разгазированной нефти


Схема подключения к скважине пробоотборного устройства, сепаратора и газового счетчика:
1-арматура скважины;

2-центральная задвижка;

3-буферная задвижка;

4-затрубная задвижка;

5-линейная движка;

6-лубрикатоная задвижка;

7-пробоотборное устройство фланцевого типа;

8-пробоотборное устройство стаканного типа;

9-сепаратор;

10-счетчик газа.










Copyright © ООО "НПК Нефтегазсистем" Все права защищены.

Опубликовано на: 2008-04-23 (3461 Прочтено)

[ Вернуться назад ]
Content ©

Архив статей  ::  Добавить новость ::  Контакт с автором ::  Рекомендовать Нас

RusNuke2003 theme by PHP-Nuke по-русски