Что характеризует газовый фактор
Газовый фактор и учет попутного нефтяного газа
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.
Основа достоверного прогноза
Газ дополнительных источников разделяется на:
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.
Изменение 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).
В этом случае газ, выделяющийся из нефти прямо в пласте, создаёт искусственную газовую шапку, которая начинает прорываться к забоям скважин, создавая воронки депрессии (рис.2). 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 все же практикой установлено, что в конце расчётного периода пластовый газовый фактор добываемой нефти всегда будет намного меньше своего первоначального значения.
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 остается стабильным продолжительное время.
Газосодержание нефти определяют на основе ее глубинных проб в специальных лабораториях. При этом, однако, не полностью учитывается газ дополнительных источников. Учесть все ресурсы ПНГ на месторождении на сегодняшний день возможно только через оперативный внутрипромысловый контроль.
Если 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.
Недостаток этого способа состоит в том, что замеры можно проводить только дифференцированно во времени. Именно с увеличением частоты замеров расхода ПНГ (фото) 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.
Берется также во внимание, что со временем состав нефтяного газа из-за роста обводнённости продукции скважин утяжеляется, в нем 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 учета 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 надежное оборудование для подготовки и рационального использования попутного газа, разработанное на основе индивидуальных требований недропользователей.
Эта система осуществляет целый ряд операций:
Показателен также пример эксплуатации дожимной компрессорной станции ЭНЕРГАЗ на ДНС-3 Северо-Лабатьюганского месторождения Сургутнефтегаз.
Здесь дожимные установки в составе одной ДКС параллельно решают 2 технологические задачи: очистка и закачка попутного газа под давлением в транспортный газопровод; подготовка качественного топлива для газотурбинной электростанции, вырабатывающей электроэнергию для объектов месторождения.
Из 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 учета попутного нефтяного газа серьезно озабочено и государство. Соответствующим постановлением Правительства РФ с 1 января 2013 года установлено: если месторождение не оборудовано приборами учета объемов 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 учета ПНГ на месторождениях.
Этому, прежде всего, будут способствовать профессиональная компетентность и заинтересованность специалистов нефтегазовой отрасли.
Газовый фактор
Полезное
Смотреть что такое «Газовый фактор» в других словарях:
Газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 °С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Показатель расхода… … Википедия
газовый фактор — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gas oil ratio … Справочник технического переводчика
Газовый фактор — ► gas input factor, gas oil ratio, output gas oil ratio Содержание газа в продукции нефтяных скважин. Измеряется в м3/м 3, м3/т. Объем газа при этом приводится к давлению 1,01х105 Па и 20° С. Различают первоначальный и текущий газовый фактор.… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20ºC, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Показатель расхода… … Энциклопедический словарь
газовый фактор — 3.1 газовый фактор: Объем нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям и отнесенный к 1 т нефти, разгазированный по ступеням сепарации, которые приняты для данного месторождения. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20°С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Г. ф. зависит … Большая советская энциклопедия
ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — отношение полученного из месторождения через скважину кол ва (объёма) газа (в м3), приведённого к атм. давлению и темп ре 20 °С, к кол ву (массе или объёму) добытой за это же время нефти (в т или м3) при тех же давлении в темп ре. Г. ф. важнейший … Большой энциклопедический политехнический словарь
ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — количество природного газа (в м3), приходящееся на 1 то или 1 ма нефти. Большой Г. ф. характеризуется величинами 1000 2000 м3/m (1000 2000 м? газа на 1 т нефти) и более. Весьма часто Г. ф. имеет величину 100 200 м3/т. При очень малом количестве… … Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии
Газовый фактор
Смотреть что такое «Газовый фактор» в других словарях:
Газовый фактор — отношение количества выделившегося газа (в м3) к количеству нефти (в т или в м3). Величина его зависит от степени насыщенности нефти растворенным в ней газом и от глубины залежи. В залежах с газовой шапкой газовый фактор может резко возрастать… … Геологическая энциклопедия
Газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 °С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Показатель расхода… … Википедия
газовый фактор — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gas oil ratio … Справочник технического переводчика
газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20ºC, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Показатель расхода… … Энциклопедический словарь
газовый фактор — 3.1 газовый фактор: Объем нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям и отнесенный к 1 т нефти, разгазированный по ступеням сепарации, которые приняты для данного месторождения. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20°С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Г. ф. зависит … Большая советская энциклопедия
ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — отношение полученного из месторождения через скважину кол ва (объёма) газа (в м3), приведённого к атм. давлению и темп ре 20 °С, к кол ву (массе или объёму) добытой за это же время нефти (в т или м3) при тех же давлении в темп ре. Г. ф. важнейший … Большой энциклопедический политехнический словарь
ГАЗОВЫЙ ФАКТОР — количество природного газа (в м3), приходящееся на 1 то или 1 ма нефти. Большой Г. ф. характеризуется величинами 1000 2000 м3/m (1000 2000 м? газа на 1 т нефти) и более. Весьма часто Г. ф. имеет величину 100 200 м3/т. При очень малом количестве… … Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии
Газовый фактор и учет попутного нефтяного газа
Журнал «Neftegaz.RU» продолжает публикацию статей из цикла «Попутный нефтяной газ в России: проблемы и решения». Публикация осуществляется при поддержке компании «ЭНЕРГАЗ». Специализация компании – комплексная подготовка нефти и газа в энергетике и нефтегазовой отрасли.
Тщательный учет 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 учет и точное определение перспектив добычи. Какова роль газового фактора в учете 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 – м 3 /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 объемов газа, растворённого в нефти, и газа дополнительных источников.
Пластовый газовый фактор (Гфп, м 3 /т) – это количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20°С 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.
Как показывает практика, наиболее точное количество попутного нефтяного газа на перспективу можно вычислить с помощью рабочего газового фактора (рис.1). 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.
рис.1 Рабочий газовый фактор
Газ дополнительных источников разделяется на:
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.
Изменение 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).
В этом случае газ, выделяющийся из нефти прямо в пласте, создаёт искусственную газовую шапку, которая начинает прорываться к забоям скважин, создавая воронки депрессии (рис.2). 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).
рис.2 Внутрипластовое разгазирование нефти и образование искусственной газовой шапки
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 все же практикой установлено, что в конце расчётного периода пластовый газовый фактор добываемой нефти всегда будет намного меньше своего первоначального значения.
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 остается стабильным продолжительное время.
рис.3 Изменение пластового и рабочего газового фактора во времени
рис.4 Прогноз добычи нефти и газа при пластовом и рабочем газовом факторе
Газосодержание нефти определяют на основе ее глубинных проб в специальных лабораториях. При этом, однако, не полностью учитывается газ дополнительных источников. Учесть все ресурсы ПНГ на месторождении на сегодняшний день возможно только через оперативный внутрипромысловый контроль.
Если 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.
Можно 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 (фото) 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.
фото 1. Определение расхода попутного газа
Специализированные 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.
Берется также во внимание, что со временем состав нефтяного газа из-за роста обводнённости продукции скважин утяжеляется, в нем 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 учета 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 надежное оборудование для подготовки и рационального использования попутного газа, разработанное на основе индивидуальных требований недропользователей.
фото 2. Система подготовки ПНГ на ЦПС Западно-Могутлорского месторождения
Осушка попутного газа проводится здесь двумя способами – рефрижераторным и адсорбционным. Эта система (фото 2) осуществляет целый ряд операций:
Показателен также пример эксплуатации дожимной компрессорной станции «ЭНЕРГАЗ» на ДНС-3 Северо-Лабатьюганского месторождения ОАО «Сургутнефтегаз» (фото 3). 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.
фото 3. Дожимная компрессорная станция на ДНС-3 Северо-Лабатьюганского месторождения
Учету ПНГ – государственный подход
Из 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 учета попутного нефтяного газа серьезно озабочено и государство. Соответствующим постановлением Правительства РФ с 1 января 2013 года установлено: если месторождение не оборудовано приборами учета объемов 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 учета ПНГ на месторождениях. Этому, прежде всего, будут способствовать профессиональная компетентность и заинтересованность специалистов нефтегазовой отрасли.