Газовый фактор, методы борьбы с высоким газовым фактором

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

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.

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

Использование оборудования	Рабс < 1,83*106 Па (18,6 кгс/см2)	Рабс < 1,83*106 Па (18,6 кгс/см2)
	CH2S <4% (объемных)	4% <CH2S <15% (объемных)	CH2S <15% (объемных)	CH2S <0,075% (объемных)	CH2 S > 0,075% (объемных)
		PH2S < 7,3*104 Па	PH2S > 7,3*104 Па		РН2 S < 345 Па	PH2S > 345 Па
Стандартное	+	+	-	-	-+	-	-
Стойкое к СКР	-	-	+	+	-	+	+

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

Используемое оборудование	Рабс < 450 кПа (4,6 кгс/см2)	Рабс < 450 кПа (4,6 кгс/см2)
	CH2S <10% (объемных)	CH2S >10% (объемных)	CH2S < 345 Па	CH2S > 345 Па	CH2S <10% (объемных)
Стандартное	+	-	+	-	-
Стойкое к СКР	-	+	-	+	+

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

Хараісі ерисі мкм установок	УГФ-2,5*200	ЗУОГФ	АСМЛ-Т	ОЗНА- ЛПІІГФ
Диапазон измерения дебита скв. по жидкости, т/сут	200 м '/сутки	20 м3/сутки (при непрерывном измерении потока)	0,1-400	1-500
Диапазон измерения дебнта скв. по газу, нм3/сугки	до ЗО 000	без ограни ч єн її й (при частіїчном отворе патока и і скважины)	до 300 000	10- 100 000
Обводненность продукции скв.,%об.	не определяется	0-95	0- 100	0- 100
Погрешность опред-я, Дебнта по жидкости Обі>е\ш нефтяного газа Обводненности нефти от 0 -- 60% от 60- 100%	2,5 не определяется не определяется	нет данных нет данных нет данных	2,5 2,5 4,0	і 4,0
Рабочее давление, МПа	до 2,5	до 0,06	до 4,0	до 4,0
Рабочая температура окружающего воздуха, °С	от 1 до 50	от -15 до 40	от -43 до 50	от -50 до 40
Шасси автомобиля	КрАЗ-255Б	прицеп	УРАЛ-4320-40 шш при цеп	КАМАЗ- 6522

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).

Объемный метод замера дебита скважины по жидкости, используемый в ЗУОГФ имеет достаточно высокую погрешность в случае поступления в установку вспененного потока. Также принцип измерений, основанный на порционном отборе проб газонефтяной смеси, не защищен от ошибок, связаннмх с пульсирующим характером потока.

Установка АСМА-Т разрабатмвалась как средство измерения дебита скважин по жидкости и нефти, при зтом функции замера расхода газа и определения газового фактора нефти рассматривались как второстепенные.

У применяемых в установке газовых счетчиков ДРГ- М-160 и СВГ-М400 существует недостаток - наличие нижнего порога срабатывания от 4 м³/ч, что затрудняет работу установки при малом дебите газа на скважине (Гф 20 - 40 м³/т) при дебите скважины по нефти в несколько тонн.

Качество сепарации газожидкостного потока низкое: весь направляемый для замера поток флюида, после измерения возвращается обратно в выкидной трубопровод, поэтому выделение газа из газожидкостной смеси происходит при давлении, равном давлению в выкидной линии и при этом часть газа остается растворенной в нефти и не учитывается при замерах.

Установленный на АСМА-Т сепаратор не обеспечивает отделения от измеряемого потока газа капельной жидкости, что является причиной искажений в показаниях счетчиков, а при некоторых условиях (большая обводненность и диспергированность потока), выделение газа из жидкости практически не происходит. В таком случае весь газожидкостной поток проходит через нефтяную линию, при этом газовые расходомеры обнуляются.

Заключение

Таким образом, газовый фактор является важным показателем, определяющим содержание газа в нефти. Он может быть выражен в различных единицах измерения, но в основном используется величина обьемов газа на обьем нефти. Высокий газовый фактор может указывать на насыщенность нефти газом, что является положительным фактором для его добычи и использования, в то время как низкий газовый фактор может свидетельствовать о низкой газонасыщенности нефти. Контроль и управление газовым фактором является важной задачей для нефтяных компаний, поскольку он влияет на эффективность и экономическую эффективность добычи нефти. Дальнейшие исследования и разработки в области газового фактора позволят более точно прогнозировать содержание газа в нефти, что повысит эффективность ее добычи и использования.



Список используемых источников

1. Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш., Габдуллин Р.Г., Юсупов М.Г. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины. М.: Недра, 1976. - 175с.

2. Анализ причин роста газового фактора на поздних стадиях разработки нефтянмх месторождений / М. К. Баймухаметов [и др.] // Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов.

--2018. -- Т. 329, № 8. -- [С. 104-111].

3. Грехов И.В. Комплекс технических и технологических решений добычи нефти из неоднородных многопластовых залежей с високим газосодержанием. Диссертация. кандидат технических наук. - Уфа, 2013г. -131с.

4. Маркелов Д.В. Центробежная сепарация газа и твердых частиц в приемных устройствах погружных насосных установок для добычи нефти. Диссертация. кандидат технических наук. - Москва, 2007г. - 118с.

5. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях: Учебное пособие для вузов. - М.: РГУ нефти и газаим. И. М. Губкина, 2008. - с. 616

6. Пещеренко М.П., Перельман О.М., Рабинович А.И., Каплан А.Л. Повышение зффективности зксплуатации УЗЦН путем применения мультифазных насосов // Бурение и Нефть. - Москва, 2014. - №4. - 56-60.

7. Дроздов А.Н. Опыт применения и перспективы развития насосно- зжекторных систем // Территория НЕФТЕГАЗ. - Москва, 2012. - №2. - 86- 89.

8. Шурыгин М.Н., Лавриненко А.А., Пономарев А.С. Анализ проблем использования насосно-зжекторных систем в нефтегазовой отрасли // Территория НЕФТЕГАЗ. - Москва, 2015. - №10. - 80-87.

9. СП 231.1311500.2015 Обустройство нефтянмх и газовмх месторождений. Требования пожарной безопасности.

Размещено на Allbest.ru