Рабочий газовый фактор

Cтраница 1

Рабочий газовый фактор - это количество нефтяного газа, приведенное к стандартным условиям ( 293 К и 10Д - 104 Па) и отнесенное к одной тонне добытой нефти, разгазированной по ступеням сепарации, принятым для данного месторождения, включая горячую и вакуумную сепарацию, с учетом газа, выделяющегося из нефти при ее стабилизации. [1]

Средние пластовые и рабочие газовые факторы, а также составы нефтяного газа по месторождению в целом рассчитывают с использованием результатов определения этих показателей по отдельным скважинам пластов, входящих в состав месторождения. [2]

Но рабочий газовый фактор определяется по фактическим условиям разгазирования нефти, которые при подсчете первоначальных запасов нефти и газа во многих случаях нельзя точно определить. Поэтому фактические рабочие ресурсы газа могут существенно отличаться от принятых при подсчете запасов нефти и газа, даже если эти запасы определялись на основе прогнозного рабочего газового фактора. [3]

Гр - рабочий газовый фактор; А - коэффициент пересчета рабочих ресурсов в пластовые; В - коэффициент пересчета рабочих ресурсов нефтяного газа в промышленные ресурсы; / С - уровень использования промышленных ресурсов газа. [4]

Гриб - рабочий газовый фактор, определенный по первоначальному составу пластовой нефти, м3 / т; т ] - коэффициент нефтеотдачи за рассматриваемый период; дг. [5]

Для расчета среднего рабочего газового фактора по отдельным скважинам за рассматриваемый период разработки залежи на режиме растворенного газа необходимо лабораторным или расчетным методом по первоначальному составу пластовой нефти определить газовый фактор дифференциального разгазирования пластовой нефти. Газовый фактор дифференциального разгазирования пластовой нефти - это объем нефтяного газа ( приведенный к стандартным условиям), который выделяется из пластовой нефти при ступенчатом разгазировании от начальных пластового давления и температуры до давления и температуры в пласте на конец рассматриваемого периода разработки месторождения, отнесенный к массе оставшейся в пласте нефти. [6]

В процессе изучения рабочего газового фактора компонентный состав и физико-химические свойства нефти и газа определяют по инструкциям и методическим указаниям, прилагаемым к используемым для анализов приборам, и с учетом требований соответствующих ГОСТов. [7]

При лабораторном методе определения рабочего газового фактора достоверность выполненных исследований контролируют сравнением составов пластовой нефти, полученных при ступенчатом и однократном разгазировании одновременно отобранных глубинных проб. [8]

Особое внимание при определении рабочего газового фактора необходимо, когда эксплуатация нефтяных скважин осуществляется компрессорным или бескомпрессорным газлифтным способом. Если в данном случае газовый фактор определяется непосредственным измерением расходов нефти и газа на стационарных или передвижных сепарационных установках, на результаты измерений влияет количество газа, поданного извне для газлифта. В подобных случаях необходимо тщательно замерять количество и состав газа, поданного в скважины по системе газлифта за время замера газового фактора. При этом газовый фактор и состав газа, извлеченного вместе с нефтью из недр, определяют как разность между суммарным количеством газа и отдельных компонентов, полученных на сепарационной установке, и количеством закачанного газа и отдельных компонентов в нем за вычетом технологических потерь газа в системе газлифта, которые составляют до 8 % объема закачиваемого газа. [9]

Наиболее достоверные результаты при определении рабочих газовых факторов на ступенях сепарации достигаются при применении замерных установок ПЗУ-1Г. Вот почему этот метод был принят в качестве базового при выполнении комплекса исследований по определению газовых факторов, по результатам которого с применением известных приемов корреляции осуществляется практическое использование других косвенных методов. Последние применяются преимущественно на месторождениях и залежах, на которых по различным причинам использование в настоящее время прямых методов не представляется возможным ввиду отсутствия сепарационных установок. В 1984 г. в ТатНИПИнефть был разработан также графический метод определения рабочих газовых факторов, основанный на экстраполяции данных, полученных при выполнении исследований с помощью установок ПЗУ-1Г на месторождениях с аналогичными геолого-физическими параметрами и системами сбора нефти и газа. [10]

По отдельным величинам газового фактора определяется среднеарифметический рабочий газовый фактор пласта. Если пласт разбит на изолированные блоки, то Гр определяют раздельно по каждому блоку, а затем - как средневзвешенный по пласту в целом с учетом величины добычи нефти по каждому блоку. [11]

По отношению компонентного газового фактора к среднему рабочему газовому фактору определяют молярный состав смеси газов всех ступеней сепарации. При этом общий и компонентный газовые факторы распределяют по ступеням сепарации исходя из предположения, что газовые факторы второй и последующих ступеней сепарации остаются постоянными и равными газовым факторам, полученным при сепарации первоначальной пластовой нефти при рабочих условиях сепарации. Состав газа I ступени определяют делением компонентного газового фактора на общий газовый фактор указанной ступени. [12]

Повышение давления в сепараторе приводит к уменьшению рабочего газового фактора, плотности, молекулярной массы и теплоты сгорания выделяющегося газа, а также к уменьшению содержания в нем тяжелых углеводородов. Нефть при этом становится менее плотной и вязкой, увеличивается содержание в ней легких углеводородов, которые улетучиваются при снижении давления до атмосферного. [13]

Ресурсы нефтяного газа, подсчитанные на основе рабочего газового фактора, в настоящее время рассматриваются как потенциальный объем газа, подлежащего использованию. Однако такой подход к определению возможного уровня использования нефтяного газа нельзя признать правильным, особенно в отношении планирования, так как при этом не рассматривается структура ресурсов нефтяного газа с точки зрения народнохозяйственной эффективности их использования. [14]

Изменение состава газа самотлорского месторождения после сепарации. [15]

Страницы: 1 2 3 4