В данной работе рассмотрены результаты промысловых измерений расхода газа и газового фактора нефти на устье добывающих скважин, полученных с помощью установки АСМА-Т, в подтверждение развития в заводняемом пласте данного явления. На сегодняшний день по всем объектам разработки нефтяных месторождений территориально-производственных предприятий ООО «ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь» сформирована опорная сеть скважин по контролю за величиной промыслового газового фактора нефти. Постоянный контроль за изменением этого параметра осуществляется в соответствии с отраслевыми Правилами разработки нефтяных месторождений и внутрикорпоративными руководящими документами, в том числе «Положением о единой системе учета нефтяного попутного газа от скважин до потребителя для организаций Группы «ЛУКОЙЛ»». Измерения дебита скважин по нефти и газу для определения газового фактора на их устье проводятся два раза в год: в зимний и летний периоды. Основным критерием выбора скважины для опорной сети является обязательное требование к режиму её работы: она должна постоянно эксплуатироваться с забойным давлением выше давления насыщения нефти газом. Скважина должна быть представительной для объекта разработки, характеризоваться близкими к средним показателями (по дебиту жидкости и обводненности). В опорную сеть не должны включаться скважины ближнего к нагнетательному ряда.
Логика подобного подхода основывается на том, что при разработке месторождения с заводнением пластовое давление, в принципе, не может снизиться до уровня давления насыщения. Считалось также, что при заводнении в течение всего времени эксплуатации величина газового фактора нефти остается постоянной. Однако, как показывает опыт промысловых исследований, такой подход к прогнозированию объемов добычи газа не всегда корректен и зачастую приводит к значительным расхождениям между фактическими и проектными показателями по добыче попутного нефтяного газа. Причина данного расхождения связана с изменением газового фактора нефти в процессе разработки месторождения. Объяснением, существующим расхождениям между проектными и фактическими объемами добычи газа, может служить явление, заключающееся в развитии в разрабатываемых с заводнением нефтяных пластах режима фильтрации газированной жидкости, причем при явном превышении текущих давлений над величиной давления насыщения нефти газом [1, 5, 6]. Некоторые аспекты этого явления, особенно при движении жидкости по стволу скважины, рассматривались в работах ряда исследователей [2, 3 и др.].
В последние годы в нефтяной отрасли России значительное внимание уделяется вопросу утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). Очевидным является и то, что планирование каких-либо мероприятий по использованию ПНГ невозможно без точного прогнозирования объемов добычи газа как на краткосрочную, так и на долгосрочные перспективы. По сложившейся в нефтегазодобывающих компаниях практике, планируемые объемы добычи попутного газа определяются путем умножения величины газового фактора на планируемую добычу нефти по каждому месторождению (залежи). Причем, при долгосрочном прогнозе, газовый фактор нефти, как правило, принимается постоянным.
Автор: А.Е. Бортников, Е.Ф. Кутырев, Ю.В. Белоусов, К.Е. Кордик, ООО «КогалымНИПИнефть»; А.А. Каримов, ТПП «Лангепаснефтегаз»
Об изменении газового фактора нефти при разработке заводняемых залежей
» » Об изменении газового фактора нефти при разработке заводняемых залежей
Загрузка. Пожалуйста, подождите...
Об изменении газового фактора нефти при разработке заводняемых залежей » Нефтегаз
Комментариев нет:
Отправить комментарий