Способ определения газового фактора пластовой нефти Российский патент 2025 года по МПК E21B49/00 G01N30/34 G01N33/26 

Изобретение относится к области проектирования и разработки нефтяных месторождений, контроля выработки запасов нефти и газа и может быть использовано для прогнозирования поскважинного количества газа, извлекаемого вместе с нефтью.

Согласно справочникам и руководящим документам, газовым фактором пластовой нефти является то количество попутного нефтяного газа, которое выделяется из одной тонны или одного кубометра пластовой нефти при стандартных или нормальных условиях при однократном контактном разгазировании. Существует несколько способов определения газового фактора пластовой нефти, из которых основным является способ, выполненный в лабораторных условиях.

Пластовую нефть необходимо отобрать в зоне продуктивного пласта скважины в глубинный пробоотборник и доставить в специализированную лабораторию, где, согласно пункту 4.2 РД 39-1-553-80 «Инструкция по определению газовых факторов и ресурсов нефтяного газа, извлекаемого из недр», необходимо провести однократное разгазирование нефти при стандартных или нормальных условиях. Метод требует тщательного подбора скважины для отбора проб: необходимо, чтобы выполнялись два основных требования: минимальное содержание воды в отбираемой нефти и давление в зоне пробоотборника должно быть выше давления насыщения нефти газом. Со временем разработки нефтяного месторождения таких скважин становится все меньше, поэтому даже через 30 и более лет эксплуатации объекта нефтедобычи газовые факторы определены по значительно меньшему количеству добывающих скважин на месторождении. Метод трудоемок и не может охватить измерениями весь фонд добывающих скважин.

Известен способ определения газового фактора скважинной нефти, основанный на сепарации газа из нефти в емкостном оборудовании непосредственно вблизи скважины (п. 4.2 РД 39-1-553-80). Способ осуществляется на передвижных сепарационных установках, и нашел широкое применение в нефтяной промышленности. Такие измерения являются дорогостоящими и не могут быть выполнены в течение года для всего фонда добывающих скважин. Не обеспечивается оперативная информация по газовому фактору для всех скважин, особенно на тех участках месторождения, где выполняются методы воздействия на пласт, такие как гидроразрыв пласта, водогазовое воздействие и высокотемпературное воздействие на пластовую нефть.

Также известен способ определения газового фактора нефти по патенту на изобретение РФ №2348805 (опубл. 10.03.2009, бюл. №7), по которому межтрубное пространство (МП) скважины рассматривается как сепаратор нефти и попутного газа. Выполняются замеры динамического уровня и давления в газовой среде, по формуле определяется объем газа, выделенный из известного объема нефти в межтрубном пространстве скважины. По изобретению не учитывается циркуляция нефти в МП скважины: наверх поднимается пластовая газированная нефть, а с динамического уровня вниз спускается тяжелая дегазированная нефть. К тому же по способу необходимы данные по нескольким параметрам и коэффициентам, которые определяются в лабораторных условиях. Оценка газового фактора нефти скважины становится многостадийной и дорогостоящей процедурой без гарантии высокой точности выполненных измерений. Необходимо отметить, что сегодня динамический уровень нефти в скважинах определяется акустическим методом, который также не претендует на высокую точность измерений.

Технической проблемой изобретения является разработка способа определения газового фактора пластовой нефти, по которому не требуется отбор глубинной пробы нефти и нет необходимости проведения сепарации газа из нефти в специализированной лаборатории. Применение способа должно охватить измерениями весь фонд скважин за короткий период времени и повысить оперативность контроля разработки нефтяного месторождения.

Техническая проблема решается способом определения газового фактора пластовой нефти, заключающимся в отборе пробы нефти и исследовании ее свойств, согласно изобретению предварительно по данным глубинных проб нефти опорных скважин месторождения строят калибровочную зависимость газового фактора от молярного содержания гексана с более тяжелыми углеводородными компонентами (гексана + остатки) в нефти, по остальным скважинам месторождения пробы нефти отбирают из пробоотборников, установленных на выкидных линиях устьевых арматур скважин после обратного клапана патрубка от межтрубного пространства, в отобранных пробах нефти путем хроматографического анализа находят содержание гексана + остатки и по калибровочным зависимостям определяют газовый фактор пластовой нефти всех скважин месторождения.

На фиг. 1 представлена зависимость газового фактора пластовой нефти Г_ф от молярной концентрации гексана + остатки С_{гексан+}, на фиг. 2 приведена схема отбора устьевой скважинной пробы.

Заявленный способ определения газового фактора рассмотрим по данным 20 нефтяных месторождений. По этим объектам нефтедобычи получены данные по газовому фактору и молярному составу пластовой нефти. Зависимость газового фактора пластовой нефти Г_ф от молярной концентрации гексана + остатки С_{гексан+} приведена на фиг. 1. Зависимость описана обратной линейной зависимостью с высокой степенью корреляции рассматриваемых параметров (R²=0,86):

Зависимость показывает то, что высокое содержание гексана + остатки предопределяет небольшой газовый фактор и наоборот.

На фиг. 2 обозначены: 1 - выкидная линия устьевой арматуры скважины, 2 - обратный клапан, 3 - турбулизатор (гомогенизатор) скважинной продукции, 4 - скважинный пробоотборник, 5 - контейнер для пробы.

Способ реализуется в следующей последовательности.

1. По опорным скважинам месторождения с отбором глубинных проб пластовой нефти строится зависимость, аналогичная данным, приведенным на фиг. 1.

2. Со скважинного пробоотборника 4 скважины, по которой не производился отбор глубинной пробы, в контейнер 5 для пробы отбирают скважинную продукцию, обеспечивая тем самым соответствие отобранной пробы составу флюидов в зоне пробоотбора. Для выполнения этого пробоотборник должен находиться на выкидной линии скважины 1 после обратного клапана 2 из межтрубного пространства и иметь перед собой турбулизатор 3 с функцией перемешивающего устройства.

3. В лабораторных условиях давление в контейнере 5 повышают выше давления насыщения нефти газом, добиваются растворения попутного нефтяного газа в нефти.

4. Из верхней части пробы отбирают на хроматографический анализ нефть необходимого объема. В нефти оценивают молярное содержание гексана с более тяжелыми углеводородными компонентами (гексан + остатки) и по предварительно полученной калибровочной зависимости, аналогичной зависимости на фиг. 1, находят величину газового фактора. Например, по устьевой пробе скважины содержание гексана + остатки равно 50% или С_гексан=50.

Тогда по формуле 1 газовый фактор пластовой нефти равен:

Г_ф=382,6-5,335⋅50=116 м³/т.

5. По предложенному способу с необходимой периодичностью отбирают устьевые пробы со скважин месторождения, по которым отсутствуют глубинные пробы нефти, находят по скважинам текущие значения газового фактора, необходимые для осуществления оперативного контроля поскважинной добычи нефти и газа.

Использование предложенного способа дает возможность получать необходимую информацию по газовому фактору пластовой нефти по всему фонду нефтедобывающих скважин и оперативно решать вопросы разработки месторождения и оценки эффективности применения методов повышения нефтеотдачи пласта, связанных с изменением газового фактора нефти по скважинам в зоне воздействия на пласт.

Изобретение относится к области проектирования и разработки нефтяных месторождений, контроля выработки запасов нефти и газа и может быть использовано для прогнозирования поскважинного количества газа, добываемого вместе с нефтью. Техническим результатом является обеспечение получения необходимой информации по газовому фактору пластовой нефти с охватом всего фонда скважин за короткий период времени и, соответственно, повышение оперативности контроля разработки нефтяного месторождения. Заявлен способ определения газового фактора пластовой нефти, заключающийся в отборе пробы нефти и исследовании её свойств. При этом предварительно отбирают глубинные пробы нефти опорных скважин месторождения, по данным которых строят график калибровочной зависимости газового фактора от молярного содержания гексана с тяжелыми углеводородными компонентами в нефти. Далее по остальным скважинам месторождения в контейнеры отбирают пробы нефти из пробоотборников, установленных на выкидных линиях устьевых арматур скважин после обратного клапана патрубка от межтрубного пространства и турбулизатора. Затем в лабораторных условиях повышают давление в контейнере с пробой выше давления насыщения нефти газом, обеспечивая растворение попутного нефтяного газа в нефти. После чего из верхней части пробы отбирают необходимый объем нефти, который подвергают хроматографическому анализу, и находят содержание гексана с тяжелыми углеводородными компонентами. Далее по калибровочным зависимостям определяют газовый фактор пластовой нефти. 2 ил.

Способ определения газового фактора пластовой нефти, заключающийся в отборе пробы нефти и исследовании её свойств, отличающийся тем, что предварительно отбирают глубинные пробы нефти опорных скважин месторождения, по данным которых строят график калибровочной зависимости газового фактора от молярного содержания гексана с тяжелыми углеводородными компонентами в нефти, далее по остальным скважинам месторождения в контейнеры отбирают пробы нефти из пробоотборников, установленных на выкидных линиях устьевых арматур скважин после обратного клапана патрубка от межтрубного пространства и турбулизатора, затем в лабораторных условиях повышают давление в контейнере с пробой выше давления насыщения нефти газом, обеспечивая растворение попутного нефтяного газа в нефти, после чего из верхней части пробы отбирают необходимый объем нефти, который подвергают хроматографическому анализу, и находят содержание гексана с тяжелыми углеводородными компонентами, далее по калибровочным зависимостям определяют газовый фактор пластовой нефти.