Cтраница 3
В соответствии с Инструкцией по определению газового фактора и ресурсов попутного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр, а также с учетом замечаний и пожеланий нефтегазодобывающих предприятий лабораторией техники эксплуатации скважин Всесоюзного нефтегазового научно-исследовательского института ( ВНИИ) рекомендован следующий подход к определе f нию рабочего газового фактора и рабочих ресурсов нефтяной. [31]
Рабочий ( суммарный) газовый фактор - суммарное количество газа, отнесенное к 1 т нефти, которое выделится на всех ступенях сепарации при принятых на месторождении технологических параметрах сбора и подготовки нефти и газа. Рабочий газовый фактор характеризует ресурсы нефтяного газа, которые принимаются в расчетах добычи и утилизации этого газа. [32]
Газовый фактор по отдельным месторождениям и залежам колеблется в значительных пределах. Усредненные рабочие газовые факторы по основным месторождениям некоторых нефтегазодобывающих районов приведены ниже. [33]
Под скоростью жидкости следует понимать усредненную скорость нефти и воды, поскольку скорости этих фаз несколько различны. Для малых рабочих газовых факторов полагаем, что жидкость занимает все сечение трубы. [34]
Для смесей трансформаторное масло - вода, трансформаторное маело - водный раствор дисолвана критерий К в экспериментах работы [6] оказался несколько выше, т.е. приняв К - 2, получим максимальную скорость с некоторым запасом. Для малых рабочих газовых факторов принимается, что жидкость занимает все сечение трубы. [35]
Полупромышленные испытания эффективности разрушения пены в каналах прямоугольной и ромбической формы ( с частичным повторным орошением осушенной пены нефтью по ходу ее движения) были осуществлены в прозрачных моделях сепараторов на высокопенистой нефти плотностью 0 923, вязкостью 92 сПз ( при 20 С), с индексом пенистости 0 07 - 0 08 см / с. При рабочем газовом факторе пены 16 5 - 17 5 м3 / м3 и температуре процесса 28 С удельная производительность модели с каналами прямоугольной формы составила 19 6 м3 / м3 даже при условии орошения пены нефтью на конечных участках ее движения за счет стекания части нефти с пластин, формирующих каналы с наклоном от оси аппарата к стенкам. [36]
Существуют различные методы определения ресурсов нефтяного газа: эмпирические и расчетные. Эмпирические методы основаны на экспериментальном нахождении рабочего газового фактора в лабораторных или промысловых условиях. При проектировании обустройства нефтяного месторождения можно определить рабочий газовый фактор и соответствующие ему ресурсы только в лабораторных условиях путем разгазирования глубинной пробы нефти на установках PVT при давлениях и температурах, соответствующих промысловым условиям ступенчатой сепарации. [37]
Добычу нефти, рабочие ресурсы нефтяного газа и ресурсы нефтяного газа по отдельным компонентам суммируют по всем пластам за соответствующие периоды и определяют эти показатели по месторождениям и по НГДУ в целом. Делением ресурсов нефтяного газа на соответствующую добычу нефти определяют средний рабочий газовый фактор по месторождению или по НГДУ. [38]
После решения этого уравнения следует выбрать стандартный диаметр насосно-компрессорных труб, ближайший к полученному значению. Подставляя этот диаметр в уравнение ( 1.4 - 27), получим минимальный рабочий газовый фактор, который будет обеспечивать фонтанирование скважины. Если этот газовый фактор меньше имеющегося эффективного газового фактора КЭф, то скважина будет фонтанировать. В противоположном случае фонтанирование не возможно ни при вычисленном, ни при каком другом диаметре труб. Необходимо ввести понятие эффективного газового фактора, так как часть газового потока, измеренного после сепаратора, была еще растворена в нефти, когда она поднималась по подъемным трубам. [39]
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. [40]
Согласно рассмотренным выше методам, были выполнены комплексные исследования по определению газовых факторов нефтей всех разрабатываемых месторождений ТАССР. На основании этих исследований было установлено, что для девонских нефтей величина газового фактора изменяется от 18 0 м3 / т для мелких месторождений Прикамья и восточной части Татарии до 58 4 м3 / т на Бавлинском месторождении. Для нефтей верхних горизонтов рабочий газовый фактор изменяется в пределах от 1 3 м / т для высоковязких нефтей Мелекесской впадины Татарского свода до 12 0 м3 / т для залежей нефтей турнейских и бобриковских отложений Ромашкинского месторождения. Как для маловязких нефтей девона, так и для высоковязких нефтей верхних горизонтов карбона основное количество газа выделяется на I ступени сепарации. Количество растворенного газа после II ( концевой) ступени сепарации было определено путем отбора пробы нефти в специальный пробоотборник. [41]
Существуют различные методы определения ресурсов нефтяного газа: эмпирические и расчетные. Эмпирические методы основаны на экспериментальном нахождении рабочего газового фактора в лабораторных или промысловых условиях. При проектировании обустройства нефтяного месторождения можно определить рабочий газовый фактор и соответствующие ему ресурсы только в лабораторных условиях путем разгазирования глубинной пробы нефти на установках PVT при давлениях и температурах, соответствующих промысловым условиям ступенчатой сепарации. [42]
Известно, что пластовые ресурсы нефтяного газа рассчитываются с учетом пластового газового фактора ( газосодержания нефти), который определяется путем разгазирования пластовой нефти в лабораторных условиях при однократном снижении давления от пластового до атмосферного при температуре 20 С. При расчете рабочих ресурсов нефтяного газа учитывается рабочий газовый фактор, который определяется как интегральное значение газовых факторов по всем ступеням сепарации в промысловых условиях. [43]
Повышение давления в сепараторе приводит к уменьшению рабочего газового фактора, плотности, молекулярного веса 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. При повышении давления сепарации для нефти Шкаповского месторождения от 0 2 до 6 0 кгс / см2 рабочие газовые факторы уменьшаются на 35 - 46 % по объему. [44]
В связи с тем, что в настоящее время на большинстве старых и на всех новых нефтяных месторождениях внедряются однотрубная герметизированная система сбора нефти и газа и многоступенчатая сепарация, необходимость определения поверхностного газового фактора в большинстве случаев отпадает. Поэтому на практике достаточно пользоваться только значениями пластового и рабочего газовых факторов. Пластовый газовый фактор является в основном одним из показателей состояния разработки нефтяного месторождения. Рабочий газовый фактор характеризует объем газа, который может быть выделен из добываемой нефти при данных конкретных условиях, и на практике принимается в расчетах добычи и использования нефтяного газа. [45]