AVFinfo.Ru

Алексей Филиппов AVFinfo.RU

Статьи и заметки инженера нефтегазового комплекса

site@avfinfo.ru

Газовый фактор и учёт попутного нефтяного газа

Опубликовано: 30.07.2013

Тщательный учёт даруемых нам Природой ресурсов — одно из основных условий разумного и бережного хозяйствования. Земля, вода, лес, разнообразные природные ископаемые, и среди них — углеводороды. Для эффективного использования такого несметного богатства требуется достоверный учёт и точное определение перспектив добычи. В этой статье речь пойдёт о газовом факторе как инструменте учёта попутного нефтяного газа (ПНГ).

В пластовых условиях (при пластовых давлениях) газ находится в растворённом состоянии и только при снижении давления начинает выделяться из нефти. Количество растворённого в нефти газа характеризуется понятием газовый фактор (Гф). Этот показатель используется при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений. Газовый фактор представляет собой объёмное содержание газа в единице массы нефти (Гф = Qг / Qн), единица измерения — м3/т.

В большинстве нефтяных компаний возможный объём добычи попутного газа определяется исходя из прогноза добычи нефти. То есть планируемое количество добываемой и подготавливаемой нефти умножается на газовый фактор (Qг = Qн x Гф). Так можно определить количество ПНГ на перспективу и спланировать возможные варианты его использования. Однако данная формула не учитывает специфического разделения газового фактора, который бывает пластовым и рабочим (поверхностным).

Основа достоверного прогноза

Пластовый газовый фактор фактически отражает содержание газа в нефти. Рабочий газовый фактор представляет собой сумму объёмов газа, растворённого в нефти, и газа дополнительных источников.

Пластовый газовый фактор (Гфп, м3/т) — это количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20 0С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне нефти, отобранной в пластовых условиях и разгазированной при однократном снижении давления от пластового до атмосферного. Пластовый газовый фактор необходим для подсчёта запасов растворённого в нефти газа, сравнения физико-химических характеристик различных пластовых нефтей, создания Технологической схемы разработки месторождения и контроля на этой основе за разработкой и эксплуатацией месторождения.

Рабочий газовый фактор (Гфр, м3/т) — это количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20 0С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне добытой нефти, разгазированной по ступеням сепарации, которые приняты для данного месторождения — с учётом газа, выделяющегося из нефти при её подготовке. Рабочий газовый фактор необходим при текущем и перспективном планировании объёмов газа, которые будут добыты и использованы для технологических и производственных нужд.

Как показывает практика, наиболее точное количество попутного нефтяного газа на перспективу можно вычислить с помощью рабочего газового фактора. Именно этот показатель учитывает помимо газа, извлекаемого вместе с нефтью на поверхность, ещё и так называемый газ дополнительных источников, также относящийся к категории нефтяного. Газ дополнительных источников и чисто нефтяной газ извлекаются из нефти совместно на объектах добычи и подготовки нефти.

Газ дополнительных источников разделяется на:Газовый фактор

  • Газ газовых шапок, прорывающийся из газовой шапки к забоям нефтяных скважин и добываемый совместно с нефтью;
  • Газ возврата, поступающий в нефтяные скважины из коллектора спустя некоторое время после закачки его в нефтяной пласт с целью повышения нефтеотдачи (компрессорный газлифт).

Точный объём газа дополнительных источников учесть сложно, а в некоторых случаях невозможно. Тем не менее, этот газ всегда приводит к увеличению проектных показателей количества ПНГ, выделяющегося из нефти при её добыче и подготовке.

Изменения газового фактора

Из опыта разработки нефтяных месторождений известно, что помимо естественной газовой шапки в пласте может образовываться так называемая искусственная газовая шапка. Если на начальной стадии разработки нефтяного месторождения пластовое давление опускается ниже давления насыщения, то происходит внутрипластовое разгазирование нефти и в последующем такое месторождение эксплуатируется в режиме растворённого газа (РРГ).

Воронка депрессииВ этом случае газ, выделяющийся из нефти прямо в пласте, создаёт искусственную газовую шапку, которая начинает прорываться к забоям скважин, создавая воронки депрессии. Ввиду своих физико-химических свойств ПНГ продвигается в пласте гораздо быстрее, чем нефть и вода. В результате этого на поверхности появляется дополнительное количество газа, которое резко увеличивает рабочий газовый фактор (в отличие от пластового газового фактора, считающегося неизменным).

Повышение температуры подогрева нефти в процессе её подготовки также увеличивает рабочий газовый фактор. Это происходит за счёт перехода части лёгких компонентов нефти в газообразное состояние. Однако такое увеличение незначительно.

По мере истощения залежи, объём растворённого в нефти газа постепенно уменьшается, что приводит к изменению рабочего газового фактора. Уменьшение количества газа также приводит к снижению нефтеотдачи пластов. При таких обстоятельствах прогнозировать динамику изменения газовых факторов проблематично. И всё же практикой установлено, что в конце расчётного периода пластовый газовый фактор добываемой нефти всегда будет намного меньше своего первоначального значения.

Изменение газового фактора во времени
  • Изменение пластового и рабочего газового фактора во времени

На нефтяных месторождениях, где процесс поддержания пластового давления (ППД) не отстаёт от темпа отбора жидкости, в залежи поддерживается упруговодонапорный режим. Пластовое давление остаётся выше давления насыщения и газ не выделяется из нефти непосредственно в пласте, а только на поверхности при её подготовке. В этом случае, чтобы рассчитать прогноз добычи ПНГ достаточно использовать газовый фактор, определённый на основе глубинных проб нефти (пластовый газовый фактор). При упруговодонапорном режиме эксплуатации залежи газовый фактор остаётся стабильным продолжительное время.

Добыча нефти и газа при пластовом и рабочем газовом факторе
  • Прогноз добычи нефти и газа при пластовом и рабочем газовом факторе

Учёт попутного нефтяного газа

Газосодержание нефти определяют на основе её глубинных проб в специальных лабораториях. При этом, однако, не полностью учитывается газ дополнительных источников. Учесть всё количество выделяющегося на поверхности газа на сегодняшний день возможно только путём проведения оперативного внутрипромыслового контроля ресурсов ПНГ на объектах добычи и подготовки нефти.

Контроль ресурсов ПНГ необходимо осуществлять на каждом объекте сбора и подготовки нефти, поскольку только таким способом сегодня можно определить наиболее точное количество попутного нефтяного газа в целом по месторождению.

Попутный нефтяной газ в трубеЕсли говорить о стандартных средствах учёта выделяющегося попутного газа, то определённо можно сказать: до настоящего времени не существует средства измерения, которое могло бы в течение длительного времени поддерживать точность замеров объёма неподготовленного (сырого) ПНГ. Учёт такого газа осложняется тем, что капли углеводородов и воды, летящие в газовой трубе, осаждаются на термометрических датчиках, изменяют их теплопроводность, скапливаются в трубе и превращаются в поток жидкости, в результате чего показания счётчиков не всегда достоверны. Мероприятия, проводимые по дренированию (удалению) этой жидкости, не снимают проблемы точного учёта объёма ПНГ.

Определение расхода нефтяного газаМожно проводить мгновенные (одномоментные) замеры расхода газа другими средствами, показания которых являются более точными, потому что используются только по мере необходимости (например, при контроле за разработкой месторождения). Все детали измерительного прибора после каждого замера очищаются от жидкости, углеводородного налёта и других примесей, что снижает вероятность ошибки измерения.

Недостаток этого способа состоит в том, что замеры можно проводить только дифференцированно во времени. Именно с увеличением частоты замеров расхода ПНГ вырисовывается более точная картина изменения во времени рабочего газового фактора для конкретного промысла и всего месторождения. Без такой динамики не обойтись при составлении прогноза изменения газовых факторов и привязки к другим технологическим показателям разработки месторождения. Что, безусловно, необходимо для укрупнённой оценки объёма газа на прогнозируемый период.

Определение компонентного состава нефтяного газаСпециализированные компании проводят обследование объектов нефтедобычи, определяя не только рабочие газовые факторы, но и компонентный состав ПНГ вплоть до С10+ непосредственно на месте замеров. Специалисты используют мобильные газохроматографы и различные приборы для измерения расхода газа. Анализ химических компонентов, содержащихся в ПНГ, позволяет сделать вывод о характере происхождения газа — либо это чисто нефтяной газ, либо смесь газов дополнительных источников (газ газовых шапок, газ возврата). Зная характер происхождения газа, можно точнее спрогнозировать динамику изменения рабочего газового фактора и, соответственно, объёма добычи попутного газа.

Берётся также во внимание, что со временем состав нефтяного газа из-за роста обводнённости продукции скважин утяжеляется, в нём увеличивается содержание неуглеводородных компонентов (N2, О2, СО2). Обычно это связано с закачкой рабочего агента (вода, газ, пар) и его влиянием на физико-химические параметры пластового флюида. На компонентный состав ПНГ влияет и температура подготовки нефти.

Значение учёта ПНГ

Информация об объёме попутного газа и его компонентном составе по ступеням сепарации имеет большое практическое значение. В частности, на основе этих данных принимаются решения о комплектовании объектов добычи и подготовки нефти и газа необходимым оборудованием, как по мощности, так и по набору используемых установок. Ведь процесс газоподготовки складывается из комплекса технологических операций (осушка, сепарация, сероочистка и удаление углекислого газа, компримирование и др.).

Поэтому внимание специалистов привлекает высокоэффективное и надёжное оборудование для подготовки и рационального использования попутного газа, разработанное на основе индивидуальных требований недропользователей.

Например, система подготовки ПНГ «ЭНЕРГАЗ» на центральной перекачивающей станции Западно-Могутлорского месторождения (добывающая компания «Аганнефтегазгеология» — дочерняя компания НК «РуссНефть»). Проект разработан на основе инженерного решения, позволяющего при компримировании ПНГ достигать отрицательной температуры точки росы по воде (-20 0С). Осушка попутного газа проводится здесь двумя способами — рефрижераторным и адсорбционным. Эта система осуществляет целый ряд операций:

  • Осушка (через адсорбционный осушитель) — отделение из исходного попутного газа фракций, которые при изменении температуры в ходе последующего компримирования могут выпадать в виде конденсата;
  • Очистка ПНГ — при помощи многоступенчатого каскада фильтрации, включающего входной фильтр-скруббер, газомасляный фильтр-сепаратор, газовый коалесцентный фильтр и выходной фильтр тонкой очистки;
  • Компримирование (через дожимную компрессорную установку) — повышение давления газа до проектного уровня 3 МПа для закачки ПНГ в транспортный газопровод;
  • Учёт (через узел учёта) — точное определение объёма подготовленного газа;
  • Охлаждение и дополнительная осушка ПНГ (через холодильную установку — чиллер) — до проектных параметров газа.
Система подготовки ПНГ на ЦПС Западно-Могутлорского месторождения

Дожимная компрессорная станция на ДНС-3 Северо-Лабатьюганского месторожденияПоказателен также пример эксплуатации дожимной компрессорной станции «ЭНЕРГАЗ» на ДНС-3 Северо-Лабатьюганского месторождения ОАО «Сургутнефтегаз». Здесь дожимные установки в составе одной ДКС параллельно решают две технологические задачи:

  1. Очистка и закачка попутного газа под давлением в транспортный газопровод;
  2. Подготовка качественного топлива для газотурбинной электростанции, вырабатывающей электроэнергию для объектов месторождения.

Кстати, по итогам 2012 года показатели использования ПНГ в компании «Сургутнефтегаз» составили по месторождениям Западной Сибири — 99,29%, по Восточной Сибири — 97,58%. На сегодня это высший результат в нефтегазовой отрасли.

Учёту ПНГ — государственный подход

Алексей ФилипповИз сказанного выше становится понятно, что точно прогнозировать количество ПНГ, извлекаемого на поверхность совместно с нефтью, затруднительно даже при строго определённых объёмах добычи нефти. Нередко в том же объёме добычи нефти количество нефтяного газа оказывается гораздо большим, чем предполагалось исходя из пластового газового фактора. Однако уже через некоторое время газ может практически иссякнуть.

Подобные ситуации усложняют работу по определению мощностей объектов для подготовки и переработки ПНГ. Поэтому так важно знать динамику изменения рабочих газовых факторов и компонентный состав попутного газа хотя бы по нескольким этапам эксплуатации месторождения. Это позволяет повысить вероятность определения реальных объёмов добываемого ПНГ для контролируемого периода, т.е. для каждого года разработки месторождения.

Наряду с нефтяными компаниями, проблемой учёта попутного нефтяного газа серьёзно озабочено и государство. Соответствующим постановлением Правительства РФ с 1 января 2013 года установлено: если месторождение не оборудовано приборами учёта объёмов ПНГ, то повышающий коэффициент на штрафы за загрязнение окружающей среды при сжигании попутного газа возрастает до 120 (в 2012 году такой коэффициент равнялся 6). Это тем более существенно, поскольку штрафы также значительно подняты.

Хочется выразить уверенность в том, что не только штрафные санкции послужат дополнительным мотивом для организации постоянного и достоверного учёта ПНГ на месторождениях. Этому, прежде всего, будут способствовать профессиональная компетентность и заинтересованность специалистов нефтегазовой отрасли.

Данную публикацию я подготовил на основе моих статей, которые были опубликованы в следующих журналах:

  • Нефть, газ и бизнес №1, 2010 «Сложности прогнозирования объёмов добычи попутного нефтяного газа»
  • Neftegaz.Ru №7-8, 2013 «Газовый фактор и учёт попутного нефтяного газа» (при поддержке компании «ЭНЕРГАЗ»)

Комментарии
Страницы:
12
Алексей Филиппов
Опубликовано
17.11.2014 19:05:11

Здравствуйте!
Для нефтяного месторождения Гф=171м3/т является ни большим и ни маленьким. А если на практике он 6500 и выше, то скорее всего забой скважины в газовой шапке. Вторая причина - падение давления ниже давления насыщения, т.е. разгазирование нефти происходит в пласте. А вообще, такие высокие газовые факторы характерны для нефтегазоконденсатных месторождений. Тем не менее, на мой взгляд, происходит добыча газа из газовой шапки, поэтому и такой высокий газовый фактор (несмотря на то, что месторождение является нефтяным).

Николай
Опубликовано
18.11.2014 00:25:03

Спасибо за комментарии.
Месторождение нефтегазовое Рпл.нач.-220атм.; Рнасыщ.-189атм; Рзаб.>Рнас.при фонтанах (контролируется спуском приборов в НКТ и наличием в затрубе перманентного датчика). Да, скорее всего, газ из газовой шапки. Это не важно, т.к. нет намерений бороться с газом. Он на данный момент используется на собственные нужды, утилизируется на факелах и планируется к закачке в ВПХГ, до строительства газопровода(на все есть разрешения и пока проблем нет).
Лицензия предприятия на добычу углеводородов, без разделения газ/нефть.
Но мой вопрос: есть какие-то нормативные документы, с определением пороговых значений по добыче газа/нефти, при которых происходит переход скважины из разряда нефтяных в разряд газовых? При этом переходе какие-то экспертные/проектные документы требуются?
P.S.: К газовым скважинам более строгие конструктивные требования - резьбы обязательно должны быть премиум, верх ЭК прессуется газом, задвижки ФА должны дублироваться. Технологически это все решается. Но остается вопрос с категорией скважины, разрешительной документацией и проч...

Алексей Филиппов
Опубликовано
18.11.2014 10:08:15

Николай, в моей практике была такая ситуация, когда скважина "попадала" в газовую шапку и, соответственно, газовый фактор увеличивался в разы (6000-8000). Скважину эту перекрыли, т.е. она не эксплуатировалась - слишком много газа приходило на УПН. Т.е. проблему решили именно таким способом. В результате:
1) Разгрузили УПН до приемлемых (проектных) значений;
2) Не допустили снижения давления в пласте (отбор газа из газовой шапки).
3) Снизили уровень сжигаемого на факелах газа.
Что касается вашего вопроса - нормативные документы, регламентирующие переход скважины из нефтяной в газовую, честно говоря не углублялся, т.к. этот вопрос именно специалистов, занимающихся проектами разработки месторождений.
Кстати, в вашем случае месторождение не является газовым, а значит и скважина, по идее, не должна быть газовой. Да и попутный нефтяной газ сам по себе очень отличается от природного, он "тяжелее", в нём не так много метана как в природном. Т.е. может быть в этом ключе рассматривать проблему?

Женис
Опубликовано
21.11.2014 15:54:09

При проектировании строительства скважин руководствуются следующим. Гф=280 м3/т. Выше этого значения требования к конструкции скважины, как к газовой. Резьба "метал-метал" и тд

Страницы:
12
Добавить комментарий