СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОВОГО ФАКТОРА НЕФТИ Российский патент 2009 года по МПК E21B47/10 

Описание патента на изобретение RU2348805C1

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано для измерения количества газа, извлекаемого вместе с нефтью, а также для оперативного контроля и регулирования процесса выработки запасов нефти и газа.

Известны способы измерения газового фактора путем отбора всей добываемой продукции либо ее части за определенный промежуток времени, разделения отобранной продукции на фазы и последующего измерения объема фаз.

Эти способы трудоемки и не достаточно точны.

Наиболее близким к предлагаемому является известный способ определения газового фактора нефти в критическом режиме истечения газожидкостной продукции. («Методическое руководство по отбору проб и оперативному определению газосодержания и дебита газожидкостной продукции скважин в критическом режиме течения», Тюмень, ООО «Реагент», 2000, с.5-6). По действующим правилам разработки месторождений нефти и газа для каждой скважины составляется и контролируется технологический регламент работы. Периодически измеряются основные параметры эксплуатационного режима работы скважин (ЭРРС): дебит жидкости и нефти, обводненность, плотность разгазированной нефти, воды и газа, диаметр штуцера, буферное и линейное давление и др.

Имея результаты измерения параметров ЭРРС, не сложно получить значение газового фактора нефти из совместного решения уравнений объемного расхода (1) и критической скорости (2).

Уравнение объемного расхода газожидкостной системы:

Уравнение критической скорости Уоллиса-Гужова:

где

Q - объемный расход газожидкостной продукции скважин при критическом давлении и температуре, м3/с;

d - диаметр штуцера, м;

Vк - критическая скорость потока, равная скорости звука, м/с;

Рк - критическое давление, Па;

ρж - плотность жидкости в критической точке, кг/м3;

β - объемная доля газа в критическом режиме течения.

При определении ρж используются плотность разгазированной нефти и воды, плотность газа и коэффициент растворимости газа в нефти, обводненность.

Недостатком метода является ограниченная область его применения, так как при работе скважин в технологическом режиме добычи нефти критическая скорость истечения формируется на малом числе скважин, а установка критических штуцеров требует остановки скважин, что ведет к потере в добыче нефти.

Другим недостатком прототипа является сильная зависимость значения газового фактора от точности определения дебита и обводненности продукции. В частности, при дебите жидкости 30±1 м3/сут и обводненности 0,92±0,04 относительная погрешность в определении газового фактора достигает 21%. При том же дебите и обводненности 0,20±0,01 относительная погрешность определения газового фактора снижается до 6%.

Технической задачей, стоящей перед изобретением, является повышение точности способа определения газового фактора нефти со значительным сокращением времени остановок скважин.

Поставленная задача решается тем, что при определении газового фактора нефти добывающих скважин, включающем измерение плотности нефти, разгазированной при стандартных условиях, и коэффициента растворимости газа, дополнительно измеряют уровень нефти в скважине, затрубное давление и поправочный коэффициент на растворимость газа при средней температуре нефти в затрубном пространстве скважины, а газовый фактор определяют из условия равенства объема выделившегося из нефти газа свободному объему газа в затрубном пространстве, приведенному к стандартным условиям.

На практике для реализации предлагаемого способа измеряют плотность разгазированной нефти и газа, коэффициент растворимости газа в нефти и температуру потока на устье добывающей скважины. Измеряют затрубное давление в скважине (давление газа между эксплуатационной и насосно-компрессорной колоннами труб), динамический уровень и поправочный коэффициент на изменение растворимости газа от температуры нефти на глубине ее частичного разгазирования.

Газовый фактор нефти, приведенный к нормальным условиям, рассчитывается из условия равенства объема газа, выделившегося из нефти в затрубном пространстве скважины, свободному объему газа в затрубном пространстве от устья до динамического уровня.

Поправочный коэффициент γ определяется как отношение коэффициента растворимости при температуре нефти в затрубье к стандартному значению для нефтей данного объекта разработки (см. ОСТ 153-39.2-048-2003, с.5-7, 68).

С достаточной для инженерных целей надежностью газовый фактор нефти определяется выражением (3)

где

G - газовый фактор нефти при стандартных условиях разгазирования, м33;

ΔG - коэффициент растворимости газа в нефти, м3/МПа;

Рзат - затрубное давление, МПа;

Н - динамический уровень, м;

ρон - плотность разгазированной нефти, кг/м3;

γ - поправочный коэффициент на растворимость газа.

Важным преимуществом предлагаемого способа определения газового фактора по эксплутационным режимам работы скважин, по сравнению с известными промысловыми методами, является независимость получаемого значения газового фактора от обводненности продукции скважин. Это существенно повышает надежность определений.

Вторым важным преимуществом предлагаемого способа определения газового фактора является его низкая чувствительность к пенистости нефтей.

Пенистость нефтей приводит к завышению дебита скважин по жидкости и соответственно к занижению газового фактора при объемных методах измерений расхода газа и (или) жидкости. В установившемся режиме работы скважин (при закрытом затрубном пространстве) граница раздела фаз не размывается образованием пены благодаря отсутствию движения газовой фазы в затрубном пространстве, заполненном частично разгазированной нефтью. Это позволяет измерять динамический уровень и затрубное давление с относительной погрешностью не хуже ± 2%.

Значительная часть скважин, особенно малодебитного и обводненного фонда, эксплуатируется в периодическом режиме работы. Скважины останавливают под накопление продукции в стволе и призабойной зоне пласта. В скважине с накопленной продукцией устанавливается определенный статический уровень Нст. При этом объем газа, выделившегося из нефти в процессе накопления равен объему газа, скопившемуся в затрубном пространстве от устья до статического уровня. Это позволяет определить газовый фактор нефти подстановкой в уравнение (3) значения Нст вместо Н.

Очевидно, что в пределах погрешности измерений значения газового фактора, определенные по статическому и динамическому уровням, должны совпадать.

Результаты использования предлагаемого способа определения газового фактора приведены в таблице.

ТаблицаРезультаты измерения газового фактора нефтиДавление, МПазатрубноеУровень, мГазовый фактор, м33Номер скважиныбуферноелинейноединамическоестатическоединамическоестатическоединамическоестатическое4261.281.281.131.2269548625.821.84311.181.180.120.257984218.08.44300.790.790.691.6886259321.428.64361.081.080.911.0866349822.320.54381.081.080.661.0862249818.120.54440.590.590.611.1361059817.122.84572.262.261.212.0572538527.327.2

Газовый фактор определен по скважинам Рассветного, Трифоновского, Гондыревского и Сибирского месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Проведено сравнение полученного значения газового фактора с принятым к подсчету запасов. Погрешность определения находится в допустимых пределах.

Похожие патенты RU2348805C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА ГАЗА И ГАЗОВОГО ФАКТОРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН 2010
  • Ярышев Геннадий Михайлович
  • Ярышев Юрий Геннадьевич
RU2459953C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА ГАЗА И ГАЗОВОГО ФАКТОРА 2010
  • Ярышев Геннадий Михайлович
  • Ярышев Юрий Геннадьевич
RU2459952C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ (ВАРИАНТЫ) 1999
  • Ермаков Г.И.
  • Ярышев Г.М.
  • Ярышев М.Г.
RU2162935C2
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН 2006
  • Ярышев Геннадий Михайлович
  • Ярышев Юрий Геннадьевич
RU2325520C2
Способ определения давления насыщения добываемой продукции газом 2021
  • Рахмаев Ленар Гамбарович
RU2752637C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН 2007
  • Воеводкин Вадим Леонидович
  • Черных Ирина Александровна
  • Калинин Иван Михайлович
  • Ложкин Михаил Георгиевич
  • Ярышев Геннадий Михайлович
  • Ярышев Юрий Геннадьевич
RU2355883C2
Способ добычи нефти с повышенным содержанием газа из скважин и устройство для его осуществления 2017
  • Корабельников Михаил Иванович
  • Корабельников Александр Михайлович
RU2667182C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДИНАМИКИ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ 2014
  • Бастриков Сергей Николаевич
  • Ямщиков Владимир Владимирович
  • Ярышев Юрий Геннадьевич
  • Ярышев Геннадий Михайлович
RU2556649C1
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 1998
  • Ярышев Г.М.
  • Муравьев П.М.
  • Ярышев М.Г.
RU2151275C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА И ГАЗОВОГО ФАКТОРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН 2004
  • Ярышев Г.М.
  • Широких А.В.
  • Ярышева И.А.
RU2260119C1

Реферат патента 2009 года СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОВОГО ФАКТОРА НЕФТИ

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для измерения количества газа, извлекаемого вместе с нефтью, а также для оперативного контроля и регулирования процесса выработки запасов нефти и газа. Техническим результатом изобретения является повышение точности способа со значительным сокращением времени остановок скважин. Для этого измеряют плотность нефти, разгазированной при стандартных условиях, коэффициент растворимости газа и температуру потока на устье добывающей скважины. Дополнительно измеряют уровень нефти в затрубном пространстве скважины, затрубное давление и поправочный коэффициент на растворимость газа при средней температуре нефти в затрубном пространстве скважины. Газовый фактор определяют из условия равенства объема выделившегося из нефти газа свободному объему газа в затрубном пространстве, приведенному к стандартным условиям. При этом газовый фактор независим от обводненности продукции скважины и не чувствителен к пенистости нефтей. 1 табл.

Формула изобретения RU 2 348 805 C1

Способ определения газового фактора нефти добывающих скважин, включающий измерение плотности нефти, разгазированной при стандартных условиях, и коэффициента растворимости газа, отличающийся тем, что измеряют уровень нефти в затрубном пространстве скважины, затрубное давление и поправочный коэффициент на растворимость газа при средней температуре нефти в затрубном пространстве скважины, а газовый фактор определяют из условия равенства объема выделившегося из нефти газа свободному объему газа в затрубном пространстве, приведенному к стандартным условиям.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2009 года RU2348805C1

Методическое руководство по отбору проб и оперативному определению газосодержания и дебита газожидкостной продукции скважин в критическом режиме течения
- Тюмень: ООО Реагент, 2000, с.5-6
Способ определения газового фактора на групповых замерных установках 1980
  • Султанов Риф Габдулович
  • Горшунов Николай Петрович
SU901486A1
Способ определения газового фактора нефти при исследовании нефтяных скважин 1988
  • Бучковский Станислав Степанович
  • Свягла Василий Михайлович
SU1578325A1
Способ приготовления консистентных мазей 1919
  • Вознесенский Н.Н.
SU1990A1
Способ определения дебита и газового фактора действующей нефтяной скважины 1991
  • Райкевич Сергей Иосифович
RU2001260C1
RU 2073121 C1, 10.02.1997
СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОВОГО ФАКТОРА НА УСТЬЕ ДЕЙСТВУЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ 2000
  • Валитов Т.Р.
  • Ярославцев К.В.
  • Прокошев В.А.
  • Валитов Т.Т.
  • Юмачиков Р.С.
RU2179240C1
СПОСОБ ОСВОЕНИЯ, ИССЛЕДОВАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН 2001
  • Дроздов А.Н.
  • Кабдешева Ж.Е.
  • Териков В.А.
  • Якупов А.Ф.
RU2202039C2

RU 2 348 805 C1

Авторы

Воеводкин Вадим Леонидович

Черных Ирина Александровна

Калинин Иван Михайлович

Ложкин Михаил Георгиевич

Ярышев Геннадий Михайлович

Ярышев Юрий Геннадьевич

Даты

2009-03-10Публикация

2007-06-25Подача