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
Oilman
Опубликовано
13.03.2012 11:35:51

Спасибо за статью! У нас в Компании на нескольких месторождениях каким-то странным образом количество ПНГ гораздо больше, чем было по проекту разработки. Теперь вынуждены постоянно предпринимать что-нибудь, чтобы хоть как-то к нормальным показателям выйти по использованию... Оборудование докупать?

Алексей Филиппов
Опубликовано
13.03.2012 12:54:10

А какой газовый фактор? Т.е. на сколько он отличается от представленного в проекте? Дело в том, что увеличение количества ПНГ может быть связано как с падением пластового давления и образованием искусственной газовой шапки, так и просто от того, что газ быстрее прорывается к забою скважины, нежели нефть. Во втором случае увеличение ПНГ незначительно. А в первом случае придётся предусматривать способы утилизации (возможно даже нужен проект доразработки месторождения). Здесь уже ситуация сложнее, поскольку такая ситуация растянется на несколько лет.

Oilman
Опубликовано
14.03.2012 08:55:13

На одном из месторождений в проекте был 78 м3/т. Однако сгорает ПНГ больше, чем при таком Гф. Если прикинуть, то 110-130м3/т. Да, незначительное падение давления имеется, но ППД делаем. Вы говорите, что такая ситуация на несколько лет затянется! Месторождения новые, удаленные.

Алексей Филиппов
Опубликовано
14.03.2012 11:24:48

Oilman, у вас растёт газовая шапка, т.к. ППД отстаёт от темпа падения пластового давления. Увеличение Гф неизбежно, а на глубинные пробы нефти можете забить - они не покажут вам реального количества выделяемого газа. Постараюсь обрисовать ситуацию. Сначала будет гореть газовая шапка. В этом случае Гф будет некоторое время увеличиваться. Потом, когда пласт "выдохнется" показатели вновь станут проектными... Вам сейчас необходимо либо увеличить ППД, либо искать способы утилизации газа. Труба - дорого. Электроэнергия - вариант! Кстати, этот же газ (только подготовленный и осушенный) вы можете также закачивать в пласт (ППД). Не отбрасывайте эти варианты.

Oilman
Опубликовано
15.03.2012 11:12:38

Алексей, спасибо еще раз за разъяснения! Кстати, выработка электроэнергии - это действительно вариант! Мы думали об этом, но пока не просчитывали детально. Трубу ведь и вправду дороже будет тянуть, а тут все довольны.. :) Надо мониторить электрогенераторы...

Алексей Филиппов
Опубликовано
15.03.2012 17:45:04

Oilman, для выработки электроэнергии с целью поставки Вам потребуется газотурбинные (ГТЭС), либо газопоршневые (ГПЭС) электростанции - всё зависит от компонентного состава газа и объёмов. Например, есть электростанции различной мощности как "иномарки", так и отечественные. Конечно, газ необходимо будет подготовить для использования в качестве топлива на электростанциях (хотя, его в любом случае надо подготавливать). Сегодня заводы изобилуют предложениями по своим разработкам - всё зависит от Технического задания (т.е. более полной информации). Многие Компании в России имеют квалифицированных специалистов, выполняющих комплексную проработку вариантов использования ПНГ, так что, если интересует, пишите в форму - буду рад помочь!

Oilman
Опубликовано
16.03.2012 09:21:50

Алексей, отправил сообщение на форму. Жду ответ.

Пионер
Опубликовано
28.08.2012 22:25:14

Имеются ли данные по объемам попутного неф. газа на Куюмбинском местрождении в Эвенкии. Средний его объем в куб.м. на отдено взятой скважине. Имеется интерес по монтажу в этом районе промыш. установки по получению синтетических авиационных и автомобильных топлив из природного и попутного нефтяного газа по методу Фишера-Тропша в комплексе гидрокаталитических процессов. Заранее благодарен, Пионер.

Алексей Филиппов
Опубликовано
29.08.2012 09:49:20

Пионер, к сожалению, этих данных у меня нет. Однако, что Вам потребуется для первоначальной оценки:
1) Добыча нефти по объектам (ДНС, УПСВ, УПН);
2) Газосодержание нефти, а лучше - Газовый фактор.
Имея эти показатели можно определить количество ПНГ (Qг = Qн х Гф). Зная количество ПНГ, можно прикинуть рентабельность этого дела. Немаловажным будет иметь компонентный состав газа по ступеням сепарации - от качества ПНГ зависят затраты на его подготовку.
Что касается отдельно взятой скважины... Зачем? Ведь нефть с кустов скважин поступает на объекты подготовки, где, собственно, и выделяется попутный нефтяной газ. Сырьё Вы сможете забрать только с них. Да и по разным скважинам показатели Газового фактора могут отличаться друг от друга, в том числе и компонентный состав. А на ДНС будет "смесь нефтей" с разных скважин, что Вам и необходимо, так как только после сепараторов можно "взять" максимальный объём попутного нефтяного газа.

Наталья
Опубликовано
25.01.2013 14:55:40

Добрый день!
Подскажите, пожалуйста:
1. есть ли допустимые отклонения в добыче ПНГ от проектных значений? В Законе о недрах приведено отклонение от проекта добычи газа 20%, это относится к добыче газа - попутного нефтяного,свободного, газовых шапок?
2. если по факту добыча ПНГ выше проектной (+40%), какие пути решения данной проблемы можно предпринять, чтобы не были нарушены требования утвержденные в проекте?
Спасибо.

Алексей Филиппов
Опубликовано
27.01.2013 19:24:33

Здравствуйте, Наталья!
Добыча ПНГ выше проектной на 40%. Это может быть в двух случаях:
1) Добыча нефти выше на 40% - абсолютный показатель.
Qн х Гф = Qг => 1,4Qн х Гф = 1,4Qг - это понятно.
Однако, этот вариант маловероятен ввиду того, что добыча нефти - процесс контролируемый :)
2) Газовый фактор выше на 40% - относительный показатель.
Qн х Гф = Qг => Qн х 1,4Гф = 1,4Qг
В этом случае, как я и писал в статье, газовый фактор в проекте принимался на основе глубинных проб нефти - пластовый газовый фактор. Но на деле все иначе. Поверхностный газовый фактор почти всегда выше глубинного (причины также описаны в статьях) - вот здесь и была замаскирована проблема. В проекте не был учтен рабочий (поверхностный) показатель Гф.
В любом случае газ необходимо утилизировать, чтобы повысить в целом по компании уровень использования газа.
А по поводу требований в проекте, которые не следует нарушать. К сожалению, не всегда в проекте учитываются реалии жизни... Поэтому, на мой взгляд, необходим дополнительный проект к существующему, учитывающий реальные объемы газа.
Что касается первого вопроса, то ПНГ является производной от добычи нефти, т.е. это сопутствующий продукт. И в данном случае, на мой взгляд, это требование относится к природному газу.

Дмитрий
Опубликовано
01.04.2013 16:52:10

Здравствуйте, экспортируется ли пнг? Если да то каким способом?

Алексей Филиппов
Опубликовано
02.04.2013 10:29:25

Здравствуйте, Дмитрий! ПНГ экспортируется, однако его необходимо подготовить. Об этом Вы сможете прочитать в статье "Попутный нефтяной газ - кому он нужен?"

Ярослав
Опубликовано
31.07.2013 11:15:59

Здравствуйте! Подскажите, пожалуйста, какими приборами (установками) лучше замерять рабочий газовый фактор на скважине?

Алексей Филиппов
Опубликовано
01.08.2013 22:45:40

Здравствуйте, Ярослав! Газовый фактор вычисляют путём деления объёма газа на массу нефти (м3/т). В принципе, для этих целей используются групповые замерные установки (АГЗУ), которые определяют для каждой скважины, подключённой к ней, расход газа и нефти (жидкости). По этим данным можно определить рабочий газовый фактор.

Ярослав
Опубликовано
02.08.2013 10:01:44

Спасибо за ответ! Все это так, но меня интересует что то мобильное, тоесть задание у меня померять газовий фактор нескольких нефтяних скважин отдельно. У нас на месторождение АГЗУ все как у людей, но система закольцованая + газлифт, а меня интересует каждая скважина отдельно, а общий газовий фактор меня не устраивает?

Алексей Филиппов
Опубликовано
04.08.2013 14:18:54

Ярослав, понятна идея, однако спец.средств таких не существует. Есть другой вариант. В момент замера одной скважины (на АГЗУ) определить расход газа, который выходит из сепаратора. Только так. Средства стандартные: трубка ПИТО и дифманометр (перепад давления). По дифференциальным манометрам информация есть в Сети.

Айдар
Опубликовано
09.12.2013 15:28:31

Газовый фактор считается на что? Только на нефть или на всю жидкость? Помню в институте считали на нефть. А сейчас подумал ,ведь в воде тоже растворяется газ. Если скважина высокообводненная, то разница будет большой

Алексей Филиппов
Опубликовано
10.12.2013 01:04:11

Айдар, Газовый фактор считается на всю жидкость. Мы сепарируем ведь жидкость на поверхности, нам важно ВСЁ количество газа, не важно с нефти или с воды. Притом, если уж берём газосодержание воды, то оно в среднем составляет 0,5 м3/м3 - это мизер по сравнению с 50-500 м3/м3 нефти. Поэтому, газосодержанием воды пренебрегают. Всё равно этот мизер выделится на сепараторах. Вобщем-то разделять Гф на Гф воды и Гф нефти с практической точки зрения не имеет смысла. Гф жидкости априори ~ Гф нефти.

Ирина
Опубликовано
15.07.2014 14:47:53

Здравствуйте, Алексей! Подскажите ,пожалуйста, какие заводы Москвы и Московской области, где используют трубопроводную арматуру и приводы....интересует нефтехимия, газ и т.д ?

Алексей Филиппов
Опубликовано
15.07.2014 18:24:54

Здравствуйте, Ирина! Да абсолютно на любом нефтехимическом заводе используется трубопроводная арматура и приводы. Рекомендую воспользоваться справочником компаний по вашему запросу, чтобы найти контакты интересующих Вас предприятий. Ведь в каждом регионе страны их достаточно много, все не запомнишь :)

Ирина
Опубликовано
21.10.2014 10:53:14

Добрый день. Объясните, пожалуйста, доступным образом начинающему как рассчитать процент использования ПНГ по месторождению?

Алексей Филиппов
Опубликовано
21.10.2014 15:29:48

Здравствуйте! Если сильно не углубляться, то можно представить следующую схему. Для простоты (доступным образом) рассмотрим, что на месторождении только один объект (например, ДНС). Определяется количество газа, выделившееся на ДНС со всех ступеней сепарации (А). Далее определяется количество газа, отправленное на факела (Б). Таким образом, (А-Б)/А * 100. Только вот определить ТОЧНЫЕ данные этих показателей как за сутки, так и за период, например, равный 1 год, на мой взгляд, можно только серией инструментальных замеров. Вычисляя при этом РАБОЧИЙ газовый фактор. Но это тема для будущей статьи.. :)

Николай
Опубликовано
17.11.2014 13:11:08

Здравствуйте.
Возник вопрос: при каком минимальном значении добычи нефти/жидкости скважина переходит из нефтяных в газовые? Или это можно привязать к газовому фактору?
Пример: скважина по назначению - нефтяная (Гф по проекту 171м3/т); дебит по нефти - 50 т/сут, газовый фактор - 6500 м3/т (по некоторым скважинам есть Гф до 12000 м3/т). Она продолжает оставаться нефтяной? Нужно экспертное заключение по эксплуатационной колонне? Какие еще риски( лицензионные? / от надзорных органов?) несет предприятие с увеличением Гф(кроме мощностей на утилизацию)?

Женис
Опубликовано
17.11.2014 16:25:42

комментарий такой. вообще то не скважина определяющее значение имеет. Но правильнее будет рассуждать о залежи, или залежах. Вероятно, в Вашем случае, речь идет о нефтяной оторочке в составе газового месторождения. Самый большой риск, так сказать, это признание нарушения эксплуатации. Снижение пластового давления ниже давления насыщения. Что касается колонны, то расчет должен был производиться на максимальное пластовое давление. И еще один риск, так сказать, незаконная добыча газа (при отсутствии лицензии/контракта на добычу газа).
Такое подозрение, что это не газовый фактор, скорее всего просто газ природный, слишком уж большие объемы. А какое пластовое давление?

Страницы:
12
Добавить комментарий