Cтраница 4
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. [46]
На протяжении времени эксплуатации фонтанирующей скважины изменяются состав добываемой жидкости и дебит. Дебит скважины обычно уменьшается. Не считая некоторых колебаний, то же происходит и с динамическим забойным давлением. На рис. 1.4 - 15 показано, как с уменьшением дебита при данном рабочем газовом факторе фонтанирование будет обеспечено путем спуска подъемных труб меньшего диаметра. Согласно рис. 1.4 - 14 и параграфу 2.3 - 2 6 падение динамического забойного давления будет вызывать увеличение газового фактора. Газовый фактор скважины может изменяться во времени вследствие влияния различных причин. Например, при вытеснении нефти растворенным газом газовый фактор скважины будет вначале резко увеличиваться по сравнению с первоначальным, а затем постепенно падать. Хотя возможны и другие примеры из работы фонтанных скважин. Взаимодействие различных факторов часто может привести к ситуации, когда будет необходимо уменьшать диаметр подъемной колонны для того, чтобы обеспечить минимальный газовый фактор. Предпочтение при этом обычно отдается решению, которое позволяет обеспечить относительно высокие дебиты через подъемные трубы наименьшего диаметра. Правда, эффективность добычи нефти первоначально будет более низкой. Однако это не является большим недостатком, так как в таком случае сохраняется значительное количество удельной энергии на забое скважины. [47]
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. Сущность промыслового способа определения рабочего газового фактора состоит в том, что все основные исходные данные для расчета ресурсов нефтяного газа получают в результате промысловых замеров расхода газа и нефти на каждой ступени сепарации. Точность определения рабочего газового фактора в этом случае зависит от класса точности используемых приборов. В настоящее время разработаны методы определения рабочего газового фактора путем сравнения углеводородного состава проб нефти и газа, отобранных непосредственно на промысле на выходе всех ступеней сепарации нефти. К расчетным относятся методы расчета фазового распределения углеводородов по коэффициентам распределения, когда известен компонентный состав исходной пластовой нефти. Эти методы широко применяют для вновь вводимых в разработку нефтяных месторождений. [48]
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. Сущность промыслового способа определения рабочего газового фактора состоит в том, что все основные исходные данные для расчета ресурсов нефтяного газа получают в результате промысловых замеров расхода газа и нефти на каждой ступени сепарации. Точность определения рабочего газового фактора в этом случае зависит от класса точности используемых приборов. В настоящее время разработаны методы определения рабочего газового фактора путем сравнения углеводородного состава проб нефти и газа, отобранных непосредственно на промысле на выходе всех ступеней сепарации нефти. К расчетным относятся методы расчета фазового распределения углеводородов по коэффициентам распределения, когда известен компонентный состав исходной пластовой нефти. Эти методы широко применяют для вновь вводимых в разработку нефтяных месторождений. [49]