![]() Способ определения газового фактора нефти. Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для измерения количества газа, извлекаемого вместе с нефтью, а также для оперативного контроля и регулирования процесса выработки запасов нефти и газа. Техническим результатом изобретения является повышение точности способа со значительным сокращением времени остановок скважин. Для этого измеряют плотность нефти, разгазированной при стандартных условиях, коэффициент растворимости газа и температуру потока на устье добывающей скважины. Дополнительно измеряют уровень нефти в затрубном пространстве скважины, затрубное давление и поправочный коэффициент на растворимость газа при средней температуре нефти в затрубном пространстве скважины. Газовый фактор определяют из условия равенства объема выделившегося из нефти газа свободному объему газа в затрубном пространстве, приведенному к стандартным условиям. При этом газовый фактор независим от обводненности продукции скважины и не чувствителен к пенистости нефтей. Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано для измерения количества газа, извлекаемого вместе с нефтью, а также для оперативного контроля и регулирования процесса выработки запасов нефти и газа. Известны способы измерения газового фактора путем отбора всей добываемой продукции либо ее части за определенный промежуток времени, разделения отобранной продукции на фазы и последующего измерения объема фаз. Эти способы трудоемки и не достаточно точны. Наиболее близким к предлагаемому является известный способ определения газового фактора нефти в критическом режиме истечения газожидкостной продукции. По действующим правилам разработки месторождений нефти и газа для каждой скважины составляется и контролируется технологический регламент работы. Газовый фактор выражают вм3/м! Он изменяется обычно от 25 до 100 м3/м3, но иногда может достигать нескольких сотен кубометров газа в кубометре нефти. Определение газовых факторов на основании промысловых замеров расхода газа и лабораторных анализов. Расход газа при нормальных условиях определяется по формуле. Периодически измеряются основные параметры эксплуатационного режима работы скважин (ЭРРС): дебит жидкости и нефти, обводненность, плотность разгазированной нефти, воды и газа, диаметр штуцера, буферное и линейное давление и др. Имея результаты измерения параметров ЭРРС, не сложно получить значение газового фактора нефти из совместного решения уравнений объемного расхода (1) и критической скорости (2). Уравнение объемного расхода газожидкостной системы: Уравнение критической скорости Уоллиса- Гужова: где. Q - объемный расход газожидкостной продукции скважин при критическом давлении и температуре, м. Vк - критическая скорость потока, равная скорости звука, м/с; Рк - критическое давление, Па. В частности, при дебите жидкости 3. При том же дебите и обводненности 0,2. Измеряют затрубное давление в скважине (давление газа между эксплуатационной и насосно- компрессорной колоннами труб), динамический уровень и поправочный коэффициент на изменение растворимости газа от температуры нефти на глубине ее частичного разгазирования. Газовый фактор нефти, приведенный к нормальным условиям, рассчитывается из условия равенства объема газа, выделившегося из нефти в затрубном пространстве скважины, свободному объему газа в затрубном пространстве от устья до динамического уровня. Поправочный коэффициент . ОСТ 1. 53- 3. 9. 2- 0. С достаточной для инженерных целей надежностью газовый фактор нефти определяется выражением (3)где. G - газовый фактор нефти при стандартных условиях разгазирования, м. Это существенно повышает надежность определений. Вторым важным преимуществом предлагаемого способа определения газового фактора является его низкая чувствительность к пенистости нефтей. Пенистость нефтей приводит к завышению дебита скважин по жидкости и соответственно к занижению газового фактора при объемных методах измерений расхода газа и (или) жидкости. В установившемся режиме работы скважин (при закрытом затрубном пространстве) граница раздела фаз не размывается образованием пены благодаря отсутствию движения газовой фазы в затрубном пространстве, заполненном частично разгазированной нефтью. Это позволяет измерять динамический уровень и затрубное давление с относительной погрешностью не хуже . Скважины останавливают под накопление продукции в стволе и призабойной зоне пласта. В скважине с накопленной продукцией устанавливается определенный статический уровень Нст. При этом объем газа, выделившегося из нефти в процессе накопления равен объему газа, скопившемуся в затрубном пространстве от устья до статического уровня. Это позволяет определить газовый фактор нефти подстановкой в уравнение (3) значения Нст вместо Н. Погрешность определения находится в допустимых пределах.
0 Comments
Leave a Reply. |
Details
AuthorWrite something about yourself. No need to be fancy, just an overview. Archives
March 2019
Categories |