Газовый фактор нефтяной скважины это

Газовый фактор и учет попутного нефтяного газа - Общие вопросы

В пластовых условиях (при пластовых давлениях) газ находится в растворённом состоянии и только при снижении давления начинает выделяться из нефти. Количество растворённого в нефти газа характеризуется понятием газовый фактор (Гф). Этот показатель используется при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений.

В пластовых условиях (при пластовых давлениях) газ находится в растворённом состоянии и только при снижении давления начинает выделяться из нефти.
Количество растворённого в нефти газа характеризуется понятием газовый фактор (Гф).
Этот показатель используется при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений.

Газовый фактор представляет собой объёмное содержание газа в единице массы нефти (Гф = Qг / Qн), единица измерения - м³/т.
В большинстве нефтяных компаний возможный объём добычи попутного газа определяется исходя из прогноза добычи нефти.
То есть планируемое количество добываемой и подготавливаемой нефти умножается на газовый фактор (Qг = Qн x Гф).
Так можно определить количество ПНГ на перспективу и спланировать возможные варианты его использования. Однако данная формула не учитывает специфического разделения газового фактора, который бывает пластовым и рабочим (поверхностным).

Основа достоверного прогноза

Пластовый газовый фактор фактически отражает содержание газа в нефти.
Рабочий газовый фактор представляет собой сумму объемов газа, растворённого в нефти, и газа дополнительных источников.
Пластовый газовый фактор (Гфп, м³/т) - это количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20°С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне нефти, отобранной в пластовых условиях и разгазированной при однократном снижении давления от пластового до атмосферного.
Пластовый газовый фактор необходим для подсчёта запасов растворённого в нефти газа, сравнения физико-химических характеристик различной пластовой нефти, создания Технологической схемы разработки месторождения и контроля на этой основе за разработкой и эксплуатацией месторождения.
Рабочий газовый фактор (Гфр, м³/т) - это количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20°С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне добытой нефти, разгазированной по ступеням сепарации, которые приняты для данного месторождения - с учётом газа, выделяющегося из нефти при её подготовке. Рабочий газовый фактор необходим при текущем и перспективном планировании объёмов газа, которые будут добыты и использованы для технологических и производственных нужд.
Как показывает практика, наиболее точное количество попутного нефтяного газа на перспективу можно вычислить с помощью рабочего газового фактора. Именно этот показатель учитывает помимо газа, извлекаемого вместе с нефтью на поверхность, ещё и так называемый газ дополнительных источников, также относящийся к категории нефтяного. Газ дополнительных источников и чисто нефтяной газ извлекаются из нефти совместно на объектах добычи и подготовки нефти.

Газ дополнительных источников разделяется на:

газ газовых шапок, прорывающийся из газовой шапки к забоям нефтяных скважин и добываемый совместно с нефтью;
газ возврата, поступающий в нефтяные скважины из коллектора спустя некоторое время после закачки его в нефтяной пласт с целью повышения нефтеотдачи (компрессорный газлифт).

Точный объём газа дополнительных источников учесть сложно, а в некоторых случаях невозможно. Тем не менее, этот газ всегда приводит к увеличению проектных показателей количества ПНГ, выделяющегося из нефти при её добыче и подготовке.

Изменение газового фактора

Из опыта разработки нефтяных месторождений известно, что помимо естественной газовой шапки в пласте может образовываться так называемая искусственная газовая шапка. Если на начальной стадии разработки нефтяного месторождения пластовое давление опускается ниже давления насыщения, то происходит внутрипластовое разгазирование нефти и в последующем такое месторождение эксплуатируется в режиме растворённого газа (РРГ).

В этом случае газ, выделяющийся из нефти прямо в пласте, создаёт искусственную газовую шапку, которая начинает прорываться к забоям скважин, создавая воронки депрессии (рис.2). Ввиду своих физико-химических свойств ПНГ продвигается в пласте гораздо быстрее, чем нефть и вода. В результате этого на поверхности появляется дополнительное количество газа, которое резко увеличивает рабочий газовый фактор (в отличие от пластового газового фактора, считающегося неизменным).

Повышение температуры подогрева нефти в процессе её подготовки также увеличивает рабочий газовый фактор. Это происходит за счёт перехода части лёгких компонентов нефти в газообразное состояние. Однако такое увеличение незначительно.

При таких обстоятельствах прогнозировать динамику изменения газовых факторов проблематично. И все же практикой установлено, что в конце расчётного периода пластовый газовый фактор добываемой нефти всегда будет намного меньше своего первоначального значения.

На нефтяных месторождениях, где процесс поддержания пластового давления (ППД) не отстаёт от темпа отбора жидкости, в залежи поддерживается упруговодонапорный режим. Пластовое давление остаётся выше давления насыщения и газ не выделяется из нефти непосредственно в пласте, а только на поверхности при её подготовке.

В этом случае, чтобы рассчитать прогноз добычи ПНГ достаточно использовать газовый фактор, определённый на основе глубинных проб нефти (пластовый газовый фактор). При упруговодонапорном режиме эксплуатации залежи газовый фактор остается стабильным продолжительное время.

Как учитывать ПНГ

Газосодержание нефти определяют на основе ее глубинных проб в специальных лабораториях. При этом, однако, не полностью учитывается газ дополнительных источников. Учесть все ресурсы ПНГ на месторождении на сегодняшний день возможно только через оперативный внутрипромысловый контроль.

Учёт такого газа осложняется тем, что капли углеводородов и воды, летящие в газовой трубе, осаждаются на термометрических датчиках, изменяют их теплопроводность, скапливаются в трубе и превращаются в поток жидкости, в результате чего показания счётчиков не всегда достоверны.
Мероприятия, проводимые по дренированию (удалению) этой жидкости, не снимают проблемы точного учёта объёма ПНГ.
Можно проводить мгновенные (одномоментные) замеры расхода газа другими средствами, показания которых являются более точными, потому что используются только по мере необходимости (например, при контроле за разработкой месторождения). Все детали измерительного прибора после каждого замера очищаются от жидкости, углеводородного налёта и других примесей, что снижает вероятность ошибки измерения.

Недостаток этого способа состоит в том, что замеры можно проводить только дифференцированно во времени. Именно с увеличением частоты замеров расхода ПНГ (фото) вырисовывается более точная картина изменения во времени рабочего газового фактора для конкретного промысла и всего месторождения. Без такой динамики не обойтись при составлении прогноза изменения газовых факторов и привязки к другим технологическим показателям разработки месторождения. Что, безусловно, необходимо для укрупнённой оценки объёма газа на прогнозируемый период.

Специализированные компании проводят обследование объектов нефтедобычи, определяя не только рабочие газовые факторы, но и компонентный состав ПНГ вплоть до С10+ непосредственно на месте замеров. Специалисты используют мобильные газохроматографы и различные приборы для измерения расхода газа. Анализ химических компонентов, содержащихся в ПНГ, позволяет сделать вывод о характере происхождения газа - либо это чисто нефтяной газ, либо смесь газов дополнительных источников (газ газовых шапок, газ возврата). Зная характер происхождения газа, можно точнее спрогнозировать динамику изменения рабочего газового фактора и, соответственно, объёма добычи попутного газа.

Берется также во внимание, что со временем состав нефтяного газа из-за роста обводнённости продукции скважин утяжеляется, в нем увеличивается содержание неуглеводородных компонентов (N2, О2, СО2). Обычно это связано с закачкой рабочего агента (вода, газ, пар) и его влиянием на физико-химические параметры пластового флюида. На компонентный состав ПНГ влияет и температура подготовки нефти.

Значение учета ПНГ

Информация об объёме попутного газа и его компонентном составе по ступеням сепарации имеет большое практическое значение. В частности, на основе этих данных принимаются решения о комплектовании объектов добычи и подготовки нефти и газа необходимым оборудованием, как по мощности, так и по набору используемых установок. Ведь процесс газоподготовки складывается из комплекса технологических операций (осушка, сепарация, сероочистка и удаление углекислого газа, компримирование и др.).

Поэтому внимание специалистов привлекает высокоэффективное и надежное оборудование для подготовки и рационального использования попутного газа, разработанное на основе индивидуальных требований недропользователей.

Например, система подготовки ПНГ ЭНЕРГАЗ на центральной перекачивающей станции Западно-Могутлорского месторождения (добывающая компания Аганнефтегазгеология - дочерняя компания НК РуссНефть).

Проект разработан на основе инженерного решения, позволяющего при компримировании ПНГ достигать отрицательной температуры точки росы по воде (-20°С). Осушка попутного газа проводится здесь двумя способами - рефрижераторным и адсорбционным.

Эта система осуществляет целый ряд операций:

осушка (через адсорбционный осушитель) - отделение из исходного попутного газа фракций, которые при изменении температуры в ходе последующего компримирования могут выпадать в виде конденсата;
очистка ПНГ - при помощи многоступенчатого каскада фильтрации, включающего входной фильтр-скруббер, газомасляный фильтр-сепаратор, газовый коалесцентный фильтр и выходной фильтр тонкой очистки;
компримирование (через дожимную компрессорную установку) - повышение давления газа до проектного уровня 3 МПа для закачки ПНГ в транспортный газопровод;
учет (через узел учета) - точное определение объема подготовленного газа;
охлаждение и дополнительная осушка ПНГ (через холодильную установку - чиллер) - до проектных параметров газа.

Показателен также пример эксплуатации дожимной компрессорной станции ЭНЕРГАЗ на ДНС-3 Северо-Лабатьюганского месторождения Сургутнефтегаз.

Здесь дожимные установки в составе одной ДКС параллельно решают 2 технологические задачи: очистка и закачка попутного газа под давлением в транспортный газопровод; подготовка качественного топлива для газотурбинной электростанции, вырабатывающей электроэнергию для объектов месторождения.

Кстати, по итогам 2012 года показатели использования ПНГ в компании Сургутнефтегаз составили по месторождениям Западной Сибири - 99,29%, по Восточной Сибири - 97,58%. На сегодня это высший результат в нефтегазовой отрасли.

Учету ПНГ - государственный подход

Из сказанного выше становится понятно, что точно прогнозировать количество ПНГ, извлекаемого на поверхность совместно с нефтью, затруднительно даже при строго определённых объёмах добычи нефти. Нередко в том же объёме добычи нефти количество нефтяного газа оказывается гораздо большим, чем предполагалось исходя из пластового газового фактора. Однако уже через некоторое время газ может практически иссякнуть.

Подобные ситуации усложняют работу по определению мощностей объектов для подготовки и переработки ПНГ. Поэтому так важно знать динамику изменения рабочих газовых факторов и компонентный состав попутного газа хотя бы по нескольким этапам эксплуатации месторождения. Это позволяет повысить вероятность определения реальных объёмов добываемого ПНГ для контролируемого периода, т.е. для каждого года разработки месторождения.

Наряду с нефтяными компаниями, проблемой учета попутного нефтяного газа серьезно озабочено и государство. Соответствующим постановлением Правительства РФ с 1 января 2013 года установлено: если месторождение не оборудовано приборами учета объемов ПНГ, то повышающий коэффициент на штрафы за загрязнение окружающей среды при сжигании попутного газа возрастает до 120 (в 2012 году такой коэффициент равнялся 6). Это тем более существенно, поскольку штрафы также значительно подняты.

Хочется выразить уверенность в том, что не только штрафные санкции послужат дополнительным мотивом для организации постоянного и достоверного учета ПНГ на месторождениях.

Этому, прежде всего, будут способствовать профессиональная компетентность и заинтересованность специалистов нефтегазовой отрасли.

А.В.Филиппов

neftegaz.ru

Газовый фактор - это... Что такое Газовый фактор?

Газовый фактор: ► gas-input factor, gas-oil ratio, output gas-oil ratio
Содержание газа в продукции нефтяных скважин. Измеряется в м³/м ³, м³/т. Объем газа при этом приводится к давлению 1,01х105 Па и 20° С. Различают первоначальный и текущий газовый фактор. Первый характеризует нефтяную залежь в начале разработки, второй – на каждом ее этапе. В случае, когда пластовое давление в залежи выше давления насыщения (т. е. нет выделения из нефти растворенного газа), газовый фактор остается постоянным и равным первоначальному газосодержанию пластовой нефти. На газовый фактор влияет также режим работы залежи. При водонапорном режиме газовый фактор не меняется в течение всего периода разработки залежи, при газонапорном – в последней стадии разработки быстро возрастает, при режиме растворенного газа – вначале быстро повышается, затем по мере истощения залежи интенсивно падает. Значения газового фактора могут достигать нескольких тысяч м³ газа на 1 т нефти.

Газовый режим
Газонапорный режим

Смотреть что такое "Газовый фактор" в других словарях:

Газовый фактор — отношение количества выделившегося газа (в м3) к количеству нефти (в т или в м3). Величина его зависит от степени насыщенности нефти растворенным в ней газом и от глубины залежи. В залежах с газовой шапкой газовый фактор может резко возрастать… … Геологическая энциклопедия
Газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 °С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Показатель расхода… … Википедия
ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м&sup3), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 .С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м&sup3) при том же давлении и температуре. Показатель… … Большой Энциклопедический словарь
газовый фактор — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gas oil ratio … Справочник технического переводчика
газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20ºC, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Показатель расхода… … Энциклопедический словарь
газовый фактор — 3.1 газовый фактор: Объем нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям и отнесенный к 1 т нефти, разгазированный по ступеням сепарации, которые приняты для данного месторождения. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20°С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Г. ф. зависит … Большая советская энциклопедия
ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — отношение полученного из месторождения через скважину кол ва (объёма) газа (в м3), приведённого к атм. давлению и темп ре 20 °С, к кол ву (массе или объёму) добытой за это же время нефти (в т или м3) при тех же давлении в темп ре. Г. ф. важнейший … Большой энциклопедический политехнический словарь
ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — количество природного газа (в м3), приходящееся на 1 то или 1 ма нефти. Большой Г. ф. характеризуется величинами 1000 2000 м3/m (1000 2000 м? газа на 1 т нефти) и более. Весьма часто Г. ф. имеет величину 100 200 м3/т. При очень малом количестве… … Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии
газовый фактор (замеренный на поверхности) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN output gas factor … Справочник технического переводчика

Книги

Oil&Gas Journal Russia№5/2012, Открытые системы. Oil&Gas Journalучрежден в 1902 году в США и сегодня является одним из наиболее читаемых международных нефтегазовых изданий. Журнал уделяет большое внимание всем основным разделамотрасли:… Подробнее Купить за 1342 руб электронная книга

neft.academic.ru

Газовый фактор - это... Что такое Газовый фактор?

ГАЗОВЫЙ ФАКТОР: — отношение количества выделившегося газа (в м³) к количеству нефти (в т или в м³). Величина его зависит от степени насыщенности нефти растворенным в ней газом и от глубины залежи. В залежах с газовой шапкой газовый фактор может резко возрастать при прорыве газа к забою скважин, эксплуатирующих нефтяную часть залежи.

Газовый фактор: (a. gas factor, gas-oil ratio; н. Gasfaktor, Gas-Ol-Verhaltnis; ф. facteur de gaz; и. factor de gas, relacion gas-petroleo) - содержание газа в продукции нефт. скважин. Измеряется в м³/м³, м³/т. Oбъём газа при этом приводится к давлению 1,01 * 10⁵ Пa и t 20°C. Pазличают первоначальный и текущий Г. ф. Первый характеризует нефт. залежь в начале разработки, второй - на каждом её этапе. B случае, когда пластовое давление в залежи выше давления насыщения (т. e. нет выделения из нефти растворённого газа), Г. ф. остаётся постоянным и равным первоначальному газосодержанию пластовой нефти. Ha Г. ф. влияет также режим работы залежи (рис.).

Изменение газового фактора в процессе эксплуатации залежи для различных режимов: 1 - водонапорного; 2 - газонапорного; 3 - газированной жидкости.
При водонапорном режиме Г. ф. не меняется в течение всего периода разработки залежи, при газонапорном - в последней стадии разработки быстро возрастает, при режиме газир. жидкости - вначале быстро повышается, затем по мере истощения залежи интенсивно падает. Значения Г. ф. могут достигать неск. тыс. м³ газа на 1 т нефти.

Газовый сепаратор
Газовый фонтан

Смотреть что такое "Газовый фактор" в других словарях:

Газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 °С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Показатель расхода… … Википедия
ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м&sup3), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 .С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м&sup3) при том же давлении и температуре. Показатель… … Большой Энциклопедический словарь
газовый фактор — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gas oil ratio … Справочник технического переводчика
Газовый фактор — ► gas input factor, gas oil ratio, output gas oil ratio Содержание газа в продукции нефтяных скважин. Измеряется в м3/м 3, м3/т. Объем газа при этом приводится к давлению 1,01х105 Па и 20° С. Различают первоначальный и текущий газовый фактор.… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20ºC, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Показатель расхода… … Энциклопедический словарь
газовый фактор — 3.1 газовый фактор: Объем нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям и отнесенный к 1 т нефти, разгазированный по ступеням сепарации, которые приняты для данного месторождения. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20°С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Г. ф. зависит … Большая советская энциклопедия
ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — отношение полученного из месторождения через скважину кол ва (объёма) газа (в м3), приведённого к атм. давлению и темп ре 20 °С, к кол ву (массе или объёму) добытой за это же время нефти (в т или м3) при тех же давлении в темп ре. Г. ф. важнейший … Большой энциклопедический политехнический словарь
ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — количество природного газа (в м3), приходящееся на 1 то или 1 ма нефти. Большой Г. ф. характеризуется величинами 1000 2000 м3/m (1000 2000 м? газа на 1 т нефти) и более. Весьма часто Г. ф. имеет величину 100 200 м3/т. При очень малом количестве… … Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии
газовый фактор (замеренный на поверхности) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN output gas factor … Справочник технического переводчика

Книги

Oil&Gas Journal Russia№5/2012, Открытые системы. Oil&Gas Journalучрежден в 1902 году в США и сегодня является одним из наиболее читаемых международных нефтегазовых изданий. Журнал уделяет большое внимание всем основным разделамотрасли:… Подробнее Купить за 1342 руб электронная книга

dic.academic.ru

Газовый фактор — Горная энциклопедия

(a. gas factor, gas-oil ratio; н. Gasfaktor, Gas-Ol-Verhaltnis; ф. facteur de gaz; и. factor de gas, relacion gas-petroleo) — содержание газа в продукции нефт. скважин. Измеряется в м³/м³, м³/т. Oбъём газа при этом приводится к давлению 1,01 * 10⁵ Пa и t 20°C. Pазличают первоначальный и текущий Г. ф. Первый характеризует нефт. залежь в начале разработки, второй — на каждом её этапе. B случае, когда пластовое давление в залежи выше давления насыщения (т. e. нет выделения из нефти растворённого газа), Г. ф. остаётся постоянным и равным первоначальному газосодержанию пластовой нефти. Ha Г. ф. влияет также режим работы залежи (рис.).

Изменение газового фактора в процессе эксплуатации залежи для различных режимов: 1 — водонапорного; 2 — газонапорного; 3 — газированной жидкости.

При водонапорном режиме Г. ф. не меняется в течение всего периода разработки залежи, при газонапорном — в последней стадии разработки быстро возрастает, при режиме газир. жидкости — вначале быстро повышается, затем по мере истощения залежи интенсивно падает. Значения Г. ф. могут достигать неск. тыс. м³ газа на 1 т нефти.

Источник: Горная энциклопедия на Gufo.me

Значения в других словарях

ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3) — приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 °С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Большой энциклопедический словарь
Газовый фактор — Отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20°С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Г. Большая советская энциклопедия
Газовый фактор — Минеральной воды — отношение дебита газа к дебиту воды. Медицинская энциклопедия

gufo.me

Алексей Филиппов | Газовый фактор и учёт попутного нефтяного газа

Опубликовано: 30.07.2013

Тщательный учёт даруемых нам Природой ресурсов — одно из основных условий разумного и бережного хозяйствования. Земля, вода, лес, разнообразные природные ископаемые, и среди них — углеводороды. Для эффективного использования такого несметного богатства требуется достоверный учёт и точное определение перспектив добычи. В этой статье речь пойдёт о газовом факторе как инструменте учёта попутного нефтяного газа (ПНГ).

В пластовых условиях (при пластовых давлениях) газ находится в растворённом состоянии и только при снижении давления начинает выделяться из нефти. Количество растворённого в нефти газа характеризуется понятием газовый фактор (Гф). Этот показатель используется при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений. Газовый фактор представляет собой объёмное содержание газа в единице массы нефти (Гф = Qг / Qн), единица измерения — м³/т.

В большинстве нефтяных компаний возможный объём добычи попутного газа определяется исходя из прогноза добычи нефти. То есть планируемое количество добываемой и подготавливаемой нефти умножается на газовый фактор (Qг = Qн x Гф). Так можно определить количество ПНГ на перспективу и спланировать возможные варианты его использования. Однако данная формула не учитывает специфического разделения газового фактора, который бывает пластовым и рабочим (поверхностным).

Основа достоверного прогноза

Пластовый газовый фактор фактически отражает содержание газа в нефти. Рабочий газовый фактор представляет собой сумму объёмов газа, растворённого в нефти, и газа дополнительных источников.

Пластовый газовый фактор (Гфп, м³/т) — это количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20 ⁰С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне нефти, отобранной в пластовых условиях и разгазированной при однократном снижении давления от пластового до атмосферного. Пластовый газовый фактор необходим для подсчёта запасов растворённого в нефти газа, сравнения физико-химических характеристик различных пластовых нефтей, создания Технологической схемы разработки месторождения и контроля на этой основе за разработкой и эксплуатацией месторождения.

Рабочий газовый фактор (Гфр, м³/т) — это количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20 ⁰С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне добытой нефти, разгазированной по ступеням сепарации, которые приняты для данного месторождения — с учётом газа, выделяющегося из нефти при её подготовке. Рабочий газовый фактор необходим при текущем и перспективном планировании объёмов газа, которые будут добыты и использованы для технологических и производственных нужд.

Как показывает практика, наиболее точное количество попутного нефтяного газа на перспективу можно вычислить с помощью рабочего газового фактора. Именно этот показатель учитывает помимо газа, извлекаемого вместе с нефтью на поверхность, ещё и так называемый газ дополнительных источников, также относящийся к категории нефтяного. Газ дополнительных источников и чисто нефтяной газ извлекаются из нефти совместно на объектах добычи и подготовки нефти.

Газ дополнительных источников разделяется на:

Газ газовых шапок, прорывающийся из газовой шапки к забоям нефтяных скважин и добываемый совместно с нефтью;
Газ возврата, поступающий в нефтяные скважины из коллектора спустя некоторое время после закачки его в нефтяной пласт с целью повышения нефтеотдачи (компрессорный газлифт).

Изменения газового фактора

Из опыта разработки нефтяных месторождений известно, что помимо естественной газовой шапки в пласте может образовываться так называемая искусственная газовая шапка. Если на начальной стадии разработки нефтяного месторождения пластовое давление опускается ниже давления насыщения, то происходит внутрипластовое разгазирование нефти и в последующем такое месторождение эксплуатируется в режиме растворённого газа (РРГ).

В этом случае газ, выделяющийся из нефти прямо в пласте, создаёт искусственную газовую шапку, которая начинает прорываться к забоям скважин, создавая воронки депрессии. Ввиду своих физико-химических свойств ПНГ продвигается в пласте гораздо быстрее, чем нефть и вода. В результате этого на поверхности появляется дополнительное количество газа, которое резко увеличивает рабочий газовый фактор (в отличие от пластового газового фактора, считающегося неизменным).

По мере истощения залежи, объём растворённого в нефти газа постепенно уменьшается, что приводит к изменению рабочего газового фактора. Уменьшение количества газа также приводит к снижению нефтеотдачи пластов. При таких обстоятельствах прогнозировать динамику изменения газовых факторов проблематично. И всё же практикой установлено, что в конце расчётного периода пластовый газовый фактор добываемой нефти всегда будет намного меньше своего первоначального значения.

Изменение пластового и рабочего газового фактора во времени

На нефтяных месторождениях, где процесс поддержания пластового давления (ППД) не отстаёт от темпа отбора жидкости, в залежи поддерживается упруговодонапорный режим. Пластовое давление остаётся выше давления насыщения и газ не выделяется из нефти непосредственно в пласте, а только на поверхности при её подготовке. В этом случае, чтобы рассчитать прогноз добычи ПНГ достаточно использовать газовый фактор, определённый на основе глубинных проб нефти (пластовый газовый фактор). При упруговодонапорном режиме эксплуатации залежи газовый фактор остаётся стабильным продолжительное время.

Прогноз добычи нефти и газа при пластовом и рабочем газовом факторе

Учёт попутного нефтяного газа

Газосодержание нефти определяют на основе её глубинных проб в специальных лабораториях. При этом, однако, не полностью учитывается газ дополнительных источников. Учесть всё количество выделяющегося на поверхности газа на сегодняшний день возможно только путём проведения оперативного внутрипромыслового контроля ресурсов ПНГ на объектах добычи и подготовки нефти.

Контроль ресурсов ПНГ необходимо осуществлять на каждом объекте сбора и подготовки нефти, поскольку только таким способом сегодня можно определить наиболее точное количество попутного нефтяного газа в целом по месторождению.

Если говорить о стандартных средствах учёта выделяющегося попутного газа, то определённо можно сказать: до настоящего времени не существует средства измерения, которое могло бы в течение длительного времени поддерживать точность замеров объёма неподготовленного (сырого) ПНГ. Учёт такого газа осложняется тем, что капли углеводородов и воды, летящие в газовой трубе, осаждаются на термометрических датчиках, изменяют их теплопроводность, скапливаются в трубе и превращаются в поток жидкости, в результате чего показания счётчиков не всегда достоверны. Мероприятия, проводимые по дренированию (удалению) этой жидкости, не снимают проблемы точного учёта объёма ПНГ.

Можно проводить мгновенные (одномоментные) замеры расхода газа другими средствами, показания которых являются более точными, потому что используются только по мере необходимости (например, при контроле за разработкой месторождения). Все детали измерительного прибора после каждого замера очищаются от жидкости, углеводородного налёта и других примесей, что снижает вероятность ошибки измерения.

Недостаток этого способа состоит в том, что замеры можно проводить только дифференцированно во времени. Именно с увеличением частоты замеров расхода ПНГ вырисовывается более точная картина изменения во времени рабочего газового фактора для конкретного промысла и всего месторождения. Без такой динамики не обойтись при составлении прогноза изменения газовых факторов и привязки к другим технологическим показателям разработки месторождения. Что, безусловно, необходимо для укрупнённой оценки объёма газа на прогнозируемый период.

Специализированные компании проводят обследование объектов нефтедобычи, определяя не только рабочие газовые факторы, но и компонентный состав ПНГ вплоть до С₁₀₊ непосредственно на месте замеров. Специалисты используют мобильные газохроматографы и различные приборы для измерения расхода газа. Анализ химических компонентов, содержащихся в ПНГ, позволяет сделать вывод о характере происхождения газа — либо это чисто нефтяной газ, либо смесь газов дополнительных источников (газ газовых шапок, газ возврата). Зная характер происхождения газа, можно точнее спрогнозировать динамику изменения рабочего газового фактора и, соответственно, объёма добычи попутного газа.

Берётся также во внимание, что со временем состав нефтяного газа из-за роста обводнённости продукции скважин утяжеляется, в нём увеличивается содержание неуглеводородных компонентов (N₂, О₂, СО₂). Обычно это связано с закачкой рабочего агента (вода, газ, пар) и его влиянием на физико-химические параметры пластового флюида. На компонентный состав ПНГ влияет и температура подготовки нефти.

Значение учёта ПНГ

Поэтому внимание специалистов привлекает высокоэффективное и надёжное оборудование для подготовки и рационального использования попутного газа, разработанное на основе индивидуальных требований недропользователей.

Например, система подготовки ПНГ «ЭНЕРГАЗ» на центральной перекачивающей станции Западно-Могутлорского месторождения (добывающая компания «Аганнефтегазгеология» — дочерняя компания НК «РуссНефть»). Проект разработан на основе инженерного решения, позволяющего при компримировании ПНГ достигать отрицательной температуры точки росы по воде (-20 ⁰С). Осушка попутного газа проводится здесь двумя способами — рефрижераторным и адсорбционным. Эта система осуществляет целый ряд операций:

Осушка (через адсорбционный осушитель) — отделение из исходного попутного газа фракций, которые при изменении температуры в ходе последующего компримирования могут выпадать в виде конденсата;
Очистка ПНГ — при помощи многоступенчатого каскада фильтрации, включающего входной фильтр-скруббер, газомасляный фильтр-сепаратор, газовый коалесцентный фильтр и выходной фильтр тонкой очистки;
Компримирование (через дожимную компрессорную установку) — повышение давления газа до проектного уровня 3 МПа для закачки ПНГ в транспортный газопровод;
Учёт (через узел учёта) — точное определение объёма подготовленного газа;
Охлаждение и дополнительная осушка ПНГ (через холодильную установку — чиллер) — до проектных параметров газа.

Показателен также пример эксплуатации дожимной компрессорной станции «ЭНЕРГАЗ» на ДНС-3 Северо-Лабатьюганского месторождения ОАО «Сургутнефтегаз». Здесь дожимные установки в составе одной ДКС параллельно решают две технологические задачи:

Очистка и закачка попутного газа под давлением в транспортный газопровод;
Подготовка качественного топлива для газотурбинной электростанции, вырабатывающей электроэнергию для объектов месторождения.

Кстати, по итогам 2012 года показатели использования ПНГ в компании «Сургутнефтегаз» составили по месторождениям Западной Сибири — 99,29%, по Восточной Сибири — 97,58%. На сегодня это высший результат в нефтегазовой отрасли.

Учёту ПНГ — государственный подход

Наряду с нефтяными компаниями, проблемой учёта попутного нефтяного газа серьёзно озабочено и государство. Соответствующим постановлением Правительства РФ с 1 января 2013 года установлено: если месторождение не оборудовано приборами учёта объёмов ПНГ, то повышающий коэффициент на штрафы за загрязнение окружающей среды при сжигании попутного газа возрастает до 120 (в 2012 году такой коэффициент равнялся 6). Это тем более существенно, поскольку штрафы также значительно подняты.

Хочется выразить уверенность в том, что не только штрафные санкции послужат дополнительным мотивом для организации постоянного и достоверного учёта ПНГ на месторождениях. Этому, прежде всего, будут способствовать профессиональная компетентность и заинтересованность специалистов нефтегазовой отрасли.

Данную публикацию я подготовил на основе моих статей, которые были опубликованы в следующих журналах:

Нефть, газ и бизнес №1, 2010 «Сложности прогнозирования объёмов добычи попутного нефтяного газа»
Neftegaz.Ru №7-8, 2013 «Газовый фактор и учёт попутного нефтяного газа» (при поддержке компании «ЭНЕРГАЗ»)

www.avfinfo.ru

ГАЗОВЫЙ ФАКТОР - это... Что такое ГАЗОВЫЙ ФАКТОР?

ГАЗОВЫЙ ФАКТОР: отношение полученного из месторождения через скважину кол-ва (объёма) газа (в м³), приведённого к атм. давлению и темп-ре 20 °С, к кол-ву (массе или объёму) добытой за это же время нефти (в т или м³) при тех же давлении в темп-ре. Г. ф. - важнейший показатель расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов нефт. месторождения. Г. ф. при эксплуатации газонефтяных залежей и месторождений с режимом растворённого газа может достигать 800 - 900 м²/т.

ГАЗОВЫЙ ТЕРМОМЕТР
ГАЗОГЕНЕРАТОР

Смотреть что такое "ГАЗОВЫЙ ФАКТОР" в других словарях:

Газовый фактор — отношение количества выделившегося газа (в м3) к количеству нефти (в т или в м3). Величина его зависит от степени насыщенности нефти растворенным в ней газом и от глубины залежи. В залежах с газовой шапкой газовый фактор может резко возрастать… … Геологическая энциклопедия
Газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 °С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Показатель расхода… … Википедия
ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м&sup3), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 .С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м&sup3) при том же давлении и температуре. Показатель… … Большой Энциклопедический словарь
газовый фактор — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gas oil ratio … Справочник технического переводчика
Газовый фактор — ► gas input factor, gas oil ratio, output gas oil ratio Содержание газа в продукции нефтяных скважин. Измеряется в м3/м 3, м3/т. Объем газа при этом приводится к давлению 1,01х105 Па и 20° С. Различают первоначальный и текущий газовый фактор.… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20ºC, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Показатель расхода… … Энциклопедический словарь
газовый фактор — 3.1 газовый фактор: Объем нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям и отнесенный к 1 т нефти, разгазированный по ступеням сепарации, которые приняты для данного месторождения. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20°С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Г. ф. зависит … Большая советская энциклопедия
ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — количество природного газа (в м3), приходящееся на 1 то или 1 ма нефти. Большой Г. ф. характеризуется величинами 1000 2000 м3/m (1000 2000 м? газа на 1 т нефти) и более. Весьма часто Г. ф. имеет величину 100 200 м3/т. При очень малом количестве… … Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии
газовый фактор (замеренный на поверхности) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN output gas factor … Справочник технического переводчика

Книги

Oil&Gas Journal Russia№5/2012, Открытые системы. Oil&Gas Journalучрежден в 1902 году в США и сегодня является одним из наиболее читаемых международных нефтегазовых изданий. Журнал уделяет большое внимание всем основным разделамотрасли:… Подробнее Купить за 1342 руб электронная книга

dic.academic.ru

Газовый фактор - это... Что такое Газовый фактор?

Газовый фактор: Газовый фактор

Газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м³), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 °С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м³) при том же давлении и температуре. Показатель расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов месторождения.

Робастное управление
Трекбол

Смотреть что такое "Газовый фактор" в других словарях:

Газовый фактор — отношение количества выделившегося газа (в м3) к количеству нефти (в т или в м3). Величина его зависит от степени насыщенности нефти растворенным в ней газом и от глубины залежи. В залежах с газовой шапкой газовый фактор может резко возрастать… … Геологическая энциклопедия
ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м&sup3), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 .С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м&sup3) при том же давлении и температуре. Показатель… … Большой Энциклопедический словарь
газовый фактор — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gas oil ratio … Справочник технического переводчика
Газовый фактор — ► gas input factor, gas oil ratio, output gas oil ratio Содержание газа в продукции нефтяных скважин. Измеряется в м3/м 3, м3/т. Объем газа при этом приводится к давлению 1,01х105 Па и 20° С. Различают первоначальный и текущий газовый фактор.… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20ºC, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Показатель расхода… … Энциклопедический словарь
газовый фактор — 3.1 газовый фактор: Объем нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям и отнесенный к 1 т нефти, разгазированный по ступеням сепарации, которые приняты для данного месторождения. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20°С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Г. ф. зависит … Большая советская энциклопедия
ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — отношение полученного из месторождения через скважину кол ва (объёма) газа (в м3), приведённого к атм. давлению и темп ре 20 °С, к кол ву (массе или объёму) добытой за это же время нефти (в т или м3) при тех же давлении в темп ре. Г. ф. важнейший … Большой энциклопедический политехнический словарь
ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — количество природного газа (в м3), приходящееся на 1 то или 1 ма нефти. Большой Г. ф. характеризуется величинами 1000 2000 м3/m (1000 2000 м? газа на 1 т нефти) и более. Весьма часто Г. ф. имеет величину 100 200 м3/т. При очень малом количестве… … Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии
газовый фактор (замеренный на поверхности) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN output gas factor … Справочник технического переводчика

Книги

Oil&Gas Journal Russia№5/2012, Открытые системы. Oil&Gas Journalучрежден в 1902 году в США и сегодня является одним из наиболее читаемых международных нефтегазовых изданий. Журнал уделяет большое внимание всем основным разделамотрасли:… Подробнее Купить за 1342 руб электронная книга

dic.academic.ru

ГАЗОВЫЙ ФАКТОР - это... Что такое ГАЗОВЫЙ ФАКТОР?

ГАЗОВЫЙ ФАКТОР: ГАЗОВЫЙ ФАКТОР - отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м&sup3), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 .С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м&sup3) при том же давлении и температуре. Показатель расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов месторождения.

ГАЗОВЫЙ ТЕРМОМЕТР
ГАЗОГЕНЕРАТОР

Смотреть что такое "ГАЗОВЫЙ ФАКТОР" в других словарях:

Газовый фактор — отношение количества выделившегося газа (в м3) к количеству нефти (в т или в м3). Величина его зависит от степени насыщенности нефти растворенным в ней газом и от глубины залежи. В залежах с газовой шапкой газовый фактор может резко возрастать… … Геологическая энциклопедия
Газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 °С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Показатель расхода… … Википедия
газовый фактор — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gas oil ratio … Справочник технического переводчика
Газовый фактор — ► gas input factor, gas oil ratio, output gas oil ratio Содержание газа в продукции нефтяных скважин. Измеряется в м3/м 3, м3/т. Объем газа при этом приводится к давлению 1,01х105 Па и 20° С. Различают первоначальный и текущий газовый фактор.… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20ºC, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Показатель расхода… … Энциклопедический словарь
газовый фактор — 3.1 газовый фактор: Объем нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям и отнесенный к 1 т нефти, разгазированный по ступеням сепарации, которые приняты для данного месторождения. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20°С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Г. ф. зависит … Большая советская энциклопедия
ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — отношение полученного из месторождения через скважину кол ва (объёма) газа (в м3), приведённого к атм. давлению и темп ре 20 °С, к кол ву (массе или объёму) добытой за это же время нефти (в т или м3) при тех же давлении в темп ре. Г. ф. важнейший … Большой энциклопедический политехнический словарь
ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — количество природного газа (в м3), приходящееся на 1 то или 1 ма нефти. Большой Г. ф. характеризуется величинами 1000 2000 м3/m (1000 2000 м? газа на 1 т нефти) и более. Весьма часто Г. ф. имеет величину 100 200 м3/т. При очень малом количестве… … Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии
газовый фактор (замеренный на поверхности) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN output gas factor … Справочник технического переводчика

Книги

Oil&Gas Journal Russia№5/2012, Открытые системы. Oil&Gas Journalучрежден в 1902 году в США и сегодня является одним из наиболее читаемых международных нефтегазовых изданий. Журнал уделяет большое внимание всем основным разделамотрасли:… Подробнее Купить за 1342 руб электронная книга

dic.academic.ru

Газовый фактор - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Газовый фактор - скважина

Cтраница 2

В комплекс исследований и замеров для нефтяных скважин должны входить: определение коэффициента продуктивности скважины при помощи лифтово-го манометра и построение кривой восстановления давления, замер забойного и пластового давления, уточнение дебита и газового фактора скважины путем учащенных замеров в течение 5 суток до производства разрыва. В процессе подготовки скважины для гидроразрыва производится отбивка забоя. [16]

Если через штуцер начала выходить нефть, приступают к комплексу работ по определению количества нефти в единицу времени ( дебит скважины), количества выделяющегося из нее попутного газа в м3 на 1 тонну нефти ( газовый фактор скважины), количества выносимой из пласта воды и качества всех этих компонентов. [17]

Исходные данные: глубина скважины Н 1320 м; внутренний диаметр эксплуатационной колонны D 0 15 м; пластовое давление рпл 5 МПа; коэффициент продуктивности / С 80 т / сут - МПа; максимально допустимая депрессия Ар 1 2 МПа; плотность нефти рн - 900 кг / и3; средняя плотность смеси нефти и газа между забоем и башмаком труб рс 871 кг / м3; газовый фактор скважины G 30 м3 / т; коэффициент растворимости газа в нефти а 5 1 / МПа; располагаемое абсолютное рабочее давление рр 2 85 МПа; абсолютное давление на устье ( вы-киде) Ру 0, 12 МПа. Приток нефти в скважину происходит по линейному закону. Воды и песка в нефти нет. [18]

К важнейшим особенностям условий эксплуатации, специфичных для различных районов, относятся следующие: содержание и характер механических примесей в откачиваемой из скважины жидкости; процентное содержание нефти и воды в откачиваемой жидкости и склонность ее к образованию эмульсий; процентное содержание серы и сернистых соединений в откачиваемой жидкости, вызывающих коррозию агрегата; процентное содержание и характер смолистых веществ, парафинов и церезинов в нефти, склонных к осаждению на стенках каналов и рабочих органов агрегата; вязкость нефти, являющейся рабочей жидкостью, и климатические условия, влияющие на сезонное изменение ее вязкости; смазывающие свойства нефти; газовый фактор скважины ( количество газа в кубических метрах, приходящееся на 1ш добытой нефти) и возможная глубина погружения агрегата под динамический уровень; температура пластовой жидкости; диаметр обсадной колонны скважины и ее состояние. [19]

Оперативный учет добычи нефтяного газа осуществляется на основании учета добычи нефти и суммы замеров газа на газовых линиях всех ступеней сепарации, реализуемых на промысле с учетом объема газа, оставшегося в нефти после последней ступени сепарации. Замеры газовых факторов скважин и отдельных ступеней сепарации производятся по графику, утвержденному главным геологом и главным инженером нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с комплексом промысловых гидродинамических исследований. [20]

Наблюдениями за характером эксплуатации скважин внутреннего и среднего рядов, которые испытывают влияние барьерного заводнения, было установлено, что отсеченный водой газ перемещается в глубь оторочки. По этой причине газовые факторы скважин временно повышались до нескольких тысяч кубических метров на тонну. [21]

В процессе закачки высоковязких водо-нефтяных эмульсий ликвидируется загазованность в прилегающей к трещинам области пласта. После такого гидравлического разрыва газовый фактор скважин снижается в 1 5 - 2 раза в течение 3 - 5 месяцев. [22]

Схему спуска глубинного агрегата в скважину необходимо выбирать в зависимости от величины газового фактора скважины и возможного погружения глубинного агрегата под динамический уровень жидкости. В зависимости от величины газовых факторов скважины подбираются типы и производительность газосепараторов. [23]

Авторы этого метода исходят из того, что при эксплуатации из пласта в скважину поступают углеводороды в газовом состоянии. Их состав устанавливается по газовому фактору скважины и анализу получаемых из нее газа и конденсата. [24]

Из курса подземной гидравлики известно, что в условиях, например, режима растворенного газа величина газового фактора зависит от величины нефте - и газонасыщенности пласта. Поэтому с течением времени вследствие изменения нефтенасыщенности пласта газовый фактор скважин должен тоже изменяться. [25]

www.ngpedia.ru

Газовый фактор - нефтяная скважина

Cтраница 1

Газовый фактор нефтяных скважин при этих условиях может мало отличаться от величины газоконденсатного фактора. Из этого газа в сепарационных устройствах выделяется значительное количество конденсата, так как фазовые превращения газа, выделившегося из такой нефти, практически не отличаются от фазового поведения газоконденсатной смеси с большим содержанием высококипящих углеводородов. [1]

Замеры газовых факторов нефтяных скважин и объемов сепарированного газа на всех ступенях сепарации, дебитов газа газовых скважин производятся по графику, составленному в соответствии с проектной документацией. [2]

Измерение газового фактора нефтяных скважин, подключенных к одной групповой замерной установке, является сложной измерительной задачей, так как к измерителю предъявляются весьма высокие требования по динамическому диапазону измерения. [4]

Применение барьерного заводнения позволяет снизить газовый фактор нефтяных скважин по сравнению с разработкой нефтегазовых месторождений без воздействия на пласт примерно в 1 2 - 1 5 раза. [6]

Наблюдение за перемещением газо-нефтяного контакта и контуров газовой шапки производится методами радиоактивного каротажа, а также путем наблюдения за изменением газового фактора нефтяных скважин, эксплуатирующих подгазовую зону залежи и полностью нефтенасыщенную часть пласта вблизи внешнего контура газоносности. [7]

Это приводит к еще большему снижению газовых факторов нефтяных скважин по сравнению с этими показателями при однорядном барьерном заводнении. [8]

Ряд нефтегазовых месторождений и отдельных горизонтов разрабатывается с использованием барьерного заводнения. Опыт показывает, что при таком заводнении газовые факторы нефтяных скважин уменьшаются почти в 2 раза по сравнению с газовым фактором при разработке нефтегазовых месторождений на естественных режимах. [9]

На промыслах традиционными средствами определения дебита скважин являются сепарационные измерительные установки через которые осуществляется предварительная сепарация продукции скважины, последующим определением количества жидкости и газа через замерные устройства с последующим сжиганием газа на ГФУ. Однако обеспечить требуемое количество замеров дебита нефти и газового фактора нефтяных скважин, дебита газа и конденсата газоконденсатных скважин оказалось невозможным в силу технологической сложности оборудования для замеров дебитов нефти, конденсата и газа, часть которых затем необходимо утилизировать сжиганием на факел. [10]

Страницы: 1

www.ngpedia.ru

Давление насыщения и газовый фактор — Студопедия

Находящаяся при пластовых температурах и давлениях сложная смесь углеводородов, которую мы называем нефть значительно изменяет физические свойства после снижения давления и температуры до нормальных. Это связано с термическим расширением нефти, ее сжимаемостью и, в первую очередь, с переходом части углеводородов в газообразное состояние.

Компоненты нефти, переходящие в нормальных условиях в газообразное состояние, называют нефтяным газом, а содержание их — газовым фактором (газосодержанием) нефти. Главные компоненты нефтяного газа — легкие углеводороды (метан и этан). По сравнению с газами из чисто газовых месторождений нефтяные газы содержат значительно больше пропан-бутановой фракции, поэтому их иногда называют жирными газами. Относительная плотность нефтяных газов обычно больше единицы.

Количество растворенного в нефти газа характеризуют газовым фактором нефти, под которым подразумевают объем газа, выделившийся из единицы объема пластовой нефти при снижении давления и температуры до стандартных условий (давление 0,1 МПа и температура 20 °С). Объем выделившегося газа также должен быть приведен к стандартным условиям. Если из нефти, занимающей в пластовых условиях объем V , выделился объем газа V , то газовый фактор Gрассчитывают по следующему соотношению:

G = Vu/Vh (2.3)

Газовый фактор выражают вм³/м^! или в м³/т. Он изменяется обычно от 25 до 100 м³/м³, но иногда может достигать нескольких сотен кубометров газа в кубометре нефти.

Степень насыщения нефти газом характеризуют, используя понятие давления насыщения, под которым понимают максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при ее изотермическом расширении.

Первоначально нефть находится под действием пластового давления. Расширение ее возможно лишь при снижении давления. 11о мере снижения давления уменьшается количество газа, которое может быть потенциально растворено в данном объеме нефти. При определенном давлении газ, содержащийся в нефти, уже не может быть в ней полностью растворен и избыточная его часть переходит в свободное газообразное состояние. Это давление и принимается за давление насыщения нефти газом. По мере дальнейшего снижения давления объем выделившегося газа будет расти вплоть до полной дегазации нефти.

Давление насыщения нефти газом может равняться пластовому или быть ниже его. В первом случае нефть в пласте полностью насыщена газом, во втором — недонасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков мегапаскалей.

Знание давления насыщения позволяет прогнозировать условия, три которых происходит переход нефти в двухфазное состояние при движении ее по пласту, в скважине и коммуникациях на поверхности.

Давление насыщения нефти газом зависит от состава пластовой нефти, пластовой температуры и определяется закономерностями растворения газов в жидкостях.

studopedia.ru

Газовый фактор нефтяной скважины это

Газовый фактор и учет попутного нефтяного газа - Общие вопросы

Газовый фактор - это... Что такое Газовый фактор?

Смотреть что такое "Газовый фактор" в других словарях:

Книги

Газовый фактор - это... Что такое Газовый фактор?

Смотреть что такое "Газовый фактор" в других словарях:

Книги

Газовый фактор — Горная энциклопедия

Значения в других словарях

Алексей Филиппов | Газовый фактор и учёт попутного нефтяного газа

Основа достоверного прогноза

Изменения газового фактора

Учёт попутного нефтяного газа

Значение учёта ПНГ

Учёту ПНГ — государственный подход

ГАЗОВЫЙ ФАКТОР - это... Что такое ГАЗОВЫЙ ФАКТОР?

Смотреть что такое "ГАЗОВЫЙ ФАКТОР" в других словарях:

Книги

Газовый фактор - это... Что такое Газовый фактор?