Обоснование объема извлекаемых запасов растворенного газа в связи с технологией промысловой подготовки нефти

• Автор: Марченко, Алексей Николаевич
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2013
• Место защиты: Тюмень
• Количество страниц: 212 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ

1.1 Требования к исходным данным для подсчета запасов нефти, газа и

газового конденсата различными методами

1.2 Анализ методов подсчета запасов нефти, газа, конденсата и

растворенного газа

1.2.1 Характеристика объемного метода подсчета начальных балансовых запасов нефти и свободного газа

1.3 Подсчет запасов растворенного газа

1.4 Исследование влияния технологии подготовки нефти на газовый фактор

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ

2 ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1 Новогоднее месторождение
2.2 Фестивальное месторождение
2.3 Северо-Конитлорское месторождение
2.4 Приобское месторождение
2.5 Кальчинское месторождение
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ
3. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НА
ИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА
3.1. Методика расчета сепарации нефти и определения газового фактора
3.2. Результаты расчетов газового фактора рассматриваемых объектов
3.3. Исследование влияния термобарических условий сепарации, на величину извлекаемых запасов растворенного газа
3.4. Результаты переоценки извлекаемых запасов растворенного газа
Выводы по разделу
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ
Постановлением Правительства РФ № 7 от 8.01.2009 г. [1] предъявлены повышенные требования к степени использования и обоснованию объема газа растворенного в нефти, извлекаемый объем которого зависит от технологии промысловой подготовки нефти. В диссертационной работе принято, что газовый фактор это объем газа, приведенный к нормальным условиям, выделившийся из единицы массы нефти при ее разгазировании. Согласно РД 39-0147035-225-88 [2] и ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти» [3] обычно принимается трехступенчатая схема сепарации (разгазирования нефти): давление первой ступени 0,6-1,0 МПа; второй ступени 0,25-0,30 МПа; третьей ступени 0,105 МПа, необходимая для сохранения в нефти широкой фракции легких углеводородов. Однако при разработке большинства месторождений термобарические условия промысловой подготовки скважинной продукции не соответствуют регламентированным значениям по температуре, давлению и количеству ступеней сепарации.
В работах Андреевой H.H. [4], Валеева М.Д. [5], Дунюшкина И.И. [6], Жданова М.А. [7], Кряквина А.Б., Медведского Р.И. [8], Мищенко И.Т. [9], Савватева Ю.Н. [10], Тронова В.П. [11] и других ученых показано, что на объем извлекаемого из нефти растворенного газа значительное влияние оказывают значение давления, температуры и количество ступеней сепарации. Таким образом, величина текущего газового фактора является управляемым технологическим параметром, определяющим фактический объем извлеченного из нефти растворенного газа. Вариация его величины осуществляется оптимизацией термобарических условий сепарации при обеспечении величины давления насыщенных паров (при нормальный условиях) подготовленной нефти 500 мм рт. ст. (в соответствие с ГОСТ Р 51858-2002 [12]). В этой связи необходимо всестороннее исследование влияния технологии подготовки углеводородной продукции на объем и качество извлекаемых запасов растворенного газа.

Цель работы
Повышение степени использования растворенного газа путем обоснования его извлекаемых запасов с учетом влияния технологии подготовки нефти на величину газового фактора.
Основные задачи исследований
1. Анализ существующих методов подсчета геологических и извлекаемых запасов углеводородного сырья и технологий промысловой подготовки нефти.
2. Исследование и определение факторов, влияющих на обоснование величины извлекаемых запасов растворенного газа.
3. Разработка методики учитывающей влияние термобарических условий подготовки скважинной продукции на величину извлекаемых запасов растворенного газа.
4. Промысловая апробация полученных результатов.
Объект и предмет исследования
Объектом исследования является система сбора и подготовки скважинной продукции нефтяных месторождений, а предметом - технология подготовки нефти и снижения газового фактора на всех ступенях сепарации.
Научная новизна выполненной работы
1. Установлено, что существующие методы подсчета извлекаемых запасов растворенного газа не учитывают влияние фактической системы промысловой подготовки скважинной продукции в связи с регламентированными термобарическими условиями обоснования величины газового фактора.
2. Разработана методика обоснования извлекаемых запасов растворенного газа, которая, в отличии от известной, учитывает влияние технологических параметров (давление, температура, количество ступеней сепарации) подготовки скважинной продукции нефтяных месторождений.

Полученные результаты можно применить для установления соотношения между объемами углеводородов в поверхностных и пластовых условиях, подобного соотношению.
Если пластовое давление превышает давление насыщения нефти газом, в залежи присутствует только одна углеводородная фаза. Когда такая недонасыщенная нефть поступает на поверхность, из нее выделяется газ. Количество газа, выделившегося па поверхности, зависит от условий сепарации. В таком случае установить соотношение между отбираемыми объемами нефти и газа в поверхностных и пластовых условиях несложно, так как известно, что в пластовых условиях весь газ должен быть растворен в нефти.
Если пластовое давление ниже давления насыщения, то, ситуация намного сложнее. В этом случае в залежи присутствуют две углеводородные фазы, нефть с растворенным газом и свободный газ, выделившийся в пласте. На поверхности из добываемой нефти также выделяется газ. Весь добываемый газ состоит из двух объемов: газ, находившийся в свободном состоянии в пласте, и газ, выделившийся на поверхности. Отличить один газ от другого на поверхности невозможно, и задача состоит в том, как определить эти два объема [38].
Когда пластовое давление ниже давления насыщения, возникает дополнительная сложность. Она заключается в том, что под действием одного и того же перепада давлений выделившийся свободный газ движется в пласте быстрее нефти. Поэтому при разработке пласта, в котором присутствует свободный газ, считается нормальным явлением, когда газ отбирается в непропорционально больших объемах по отношению к нефти. Иначе говоря, вместе с одним кубическим метром нефти можно добыть газ в объеме, намного превышающем объем газа, первоначально растворенного в кубическим метре нефти при пластовом давлении, превышающем давление насыщения.
Чтобы установить соотношение между отбираемыми объемами флюидов в пластовых и поверхностных условиях, нужно определить по результатам