Меню

Как измерить 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:

  • 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.

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.

Как учитывать ПНГ

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.

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.

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°С). 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;
  • учет (через узел учета) — точное определение объема подготовленного газа;
  • охлаждение и дополнительная осушка ПНГ (через холодильную установку — чиллер) — до проектных параметров газа.

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.

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.

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.

Читайте также:  Измерение температуры это процесс получения информации

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.

Источник

РД 39-0147035-225-88 Инструкция по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр

Всесоюзный НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ им. АКАД. А.П. КРЫЛОВА

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Первый зам. Министра

ИНСТРУКЦИЯ
по ОПРЕДЕЛЕНИЮ ГАЗОВЫХ ФАКТОРОВ И КОЛИЧЕСТВА
РАСТВОРЕННОГО ГАЗА. ИЗВЛЕКАЕМОГО ВМЕСТЕ
С НЕФТЬЮ ИЗ НЕДР

Межотраслевой научно-технический комплекс

Настоящий документ разработан:

Всесоюзным нефтегазовым научно-исследовательским

институтом им. академика А.П. Крылова (ВНИИ)

Зам. директора ВНИИ м.Ф. Путилов

Заведующий сектором А.И. Арутюнов

Старший научный сотрудник М.З. Корнаев

Доктор экономических наук В.И. Лузин

Начальник отдела нефтяной и газовой

промышленности Госплана СССР В.М. Юдин

Заместитель председателя Государственного

комитета по надзору за безопасным ведением

работ в промышленности и горному надзору В.А. Рябов

Заместитель председателя ГКЗ СССР М.В. Толкачев

Заместитель министра геологии СССР Г.А. Сумбатов

Заместитель министра нефтяной промышленности С.М. Топлов

Заместитель начальника Геологического

управления Мингазпрома СССР М.П. Овчинников

Инструкция по определению газовых футоров и
количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр

Срок введения установлен с 01.01.88

Срок действия до 01.01.91

Настоящая «Инструкция по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр» предназначена для постановки на строгие научные основы подсчета запасов, учета добычи, расхода и потерь газа. «Инструкция. » вводит единообразие в терминологию и понятия, связанные с определением количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью.

По сравнению с аналогичной Инструкцией издания 1980 г. в. настоящем документе опущены материалы чисто справочного характера, разделы по методическим указаниям к расчету планов добычи растворенного газа, а также описания различных методов и способов измерения количества этого газа.

В настоящее время по этим вопросам изданы соответствующие документы и потому необходимость в упомянутых разделах отпала.

Принципиально новым в данной Инструкции является отказ от таких понятий и терминов, как «пластовый» газовый фактор, «рабочий» газовый фактор, «рабочие» ресурсы, «пластовые» ресурсы. Перечисленные выше термины и понятия не обеспечивали полного соответствия между формами статистической отчетности 6гр и 33тп, что не способствовало точному определению текущих запасов и количества извлеченного газа.

В данной Инструкции принято понятие о едином газовом факторе, который определяется, в основном, в результате дифференциального разгазирования глубинных (пластовых) проб по термобарическим ступеням, параметры которых идентичны параметрам ступеней промысловой системы сепарации.

Кроме того, в соответствии с терминологией, принятой в государственных формах статистической отчетности, такие термины, как «ресурсы нефтяного газа», использованные в Инструкции 1980 г. в этом документе заменены термином «извлеченное количество газа».

В Инструкции введены также новые разделы «Промышленные и непромышленные объемы газа».

С введением настоящего РД «Инструкция по определению газовых факторов и ресурсов нефтяного газа, извлекаемого из недр» (РД 39-1-353-80) издания 1980 г. утрачивает силу.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Инструкция устанавливает единообразие в:

— методах и технике определения газовых факторов;

— интерпретации полученных результатов;

— расчете количества извлеченного газа.

Определение газовых факторов и количества растворенного газа производится для объекта разработки, который выделен при подсчете запасов нефти и газа. Газовые факторы и количества газа определяют как в целом по газу, так и по его отдельным компонентам. Перспективные значения газовых факторов и количества извлеченного газа при разработке нефтяных залежей и в результате применения специальных методов воздействия на пласт следует брать из проектов их разработки.

2. ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

2.1. Нефть — залегающая в недрах земли природная смесь углеводородов различных групп с примесью других (сернистых, азотистых, кислородных) соединений. В большинстве нефтей в пластовых условиях содержится в том или ином количестве растворенный газ.

2.2. Пластовая нефть и растворенный в ней газ в пластовых условиях находятся в жидкой фазе.

2.3. Добыча нефти — комплекс технологических и производственных процессов, связанных с извлечением нефти из недр на земную поверхность, сбором и подготовкой ее на промыслах до товарных кондиций.

2.4. Извлеченная из недр нефть — количество нефти, сданной потребителям (т.н. товарной) нефти, израсходованной на собственные нужды нефтегазодобывающего предприятия и потерь, а также нефти, сохраненной в нефтехранилищах.

Объем добытой нефти следует относить к определенному периоду времени (суткам, месяцу, кварталу, году и т.д.).

2.5. Потери нефти — часть извлеченной, но неиспользованной и несохраненной для народного хозяйства нефти.

2.6. Сепарация нефти — процесс отделения газа от нефти и сопутствующей ей пластовой воды при их добыче.

Примечание: Количество нефти определяется в тоннах чистой нефти, лишенной механических примесей, воды и солей, при температуре 20 °С.

2.7. Нефтяной газ — природная смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и простых веществ, извлекаемых из продуктивного объекта вместе с нефтью.

2.7.1. Растворенный газ — смесь различных газов находившихся в пластовых условиях в растворе с нефтью и выделившихся из нее при изменении термобарических условий.

2.8. Добыча нефтяного газа — комплекс технологических и производственных процессов, связанных с подъемом нефти и газа из скважин, сбором, отделением от нефти и сопутствующей воды нефтяного газа, а также с промысловой подготовкой этого газа для использования в народном хозяйстве.

2.9. Извлеченный газ — количество газа, сданного потребителю, израсходованного на собственные нужды нефтегазодобывающего предприятия и потерь, а также газа, сохраненного в газохранилищах.

Потеря газа — часть извлеченного вместе с нефтью газа, неиспользованного и несохраненного для народного хозяйства.

2.10. Газовый фактор — представляет собой количество газа (в стандартных куб. м), извлеченного вместе с одной тонной нефти.

2.11. Газовый фактор ступени сепарации — количество нефтяного газа* ) , отделившегося на дайной ступени сепарации в расчете на одну тонну нефти, прошедшей через эту ступень.

Читайте также:  Угол сдвига единица измерения

* ) Все определения количества газа и величин газового фактора приводятся к стандартным условиям Р = 0,101325 МПа и Т = 20 °С.

2.12. Компонентный газовый фактор — количество отдельного компонента, содержащегося в газе, определяемое произведением молярной доли компонента на величину газового фактора (или соответственного газового фактора ступени сепарации).

2.13. Извлеченное количество газа определяется произведением газового фактора на объем нефти, добытой за рассматриваемый период времени.

2.14. Количество газа по отдельным ступеням сепарации — объем газа, выделившегося по отдельным ступеням сепарационной системы промысла, нефтегазодобывающего предприятия и определяющийся умножением газового фактора данной ступени сепарации на объем нефти, отсепарированной в ней за рассматриваемый период времени* ) .

* ) Обычно за это количество берется объем нефти, добытой с помощью данной сепарационной системы.

При определении количества газа, выделившегося по отдельным ступеням сепарации, обязательно фиксируются давления и составы газа, отбираемого на каждой ступени.

2.15. Объем каждого из компонентов, содержащихся в газе, определяется произведением всего количества извлеченного за данный период времени газа на молярную концентрацию данного компонента.

2.16. Объем данного компонента, содержащегося в газе отдельных ступеней сепарации, определяется произведением молярной концентрации компонента в газе данной ступени на количество газа, выделившегося на этой ступени в рассматриваемый период времени.

2.17. Промышленный объем газа — часть извлеченного газа, которую в конкретных условиях данного нефтегазодобывающего предприятия (района) и в рассматриваемый период времени экономически целесообразно использовать.

2.18. Непромышленные объемы газа — часть извлеченного газа, которую в конкретных условиях данного нефтегазодобывающего предприятия и в рассматриваемый период времени экономически нецелесообразно использовать в народном хозяйстве (в т.ч. и на собственные нужды нефтегазодобывающего предприятия).

2.19. Технологические потери газа — объем газа, величина которого обуславливается в проекте обустройства месторождения.

Величина технологических потерь, по мере совершенствования процессов сбора и подготовки, а также создания других условий на промысле, должна корректироваться.

2.20. Неиспользованный газ — количество газа, неиспользованного в народном хозяйстве страны. К этой категории относится количество газа, сожженного в факелах, выпущенного в атмосферу и потерянного в результате аварий на скважинах и в промысловых системах сбора, сепарации и подготовки нефти и газа. Сюда же относят и сверхнормативные технологические потери нефтяного газа.

2.21. Коэффициент использования газа — отношение величины использованного газа ко всему количеству газа, извлеченного с нефтью за рассматриваемый период времени.

2.22. Коэффициент использования промышленных объемов газа — отношение величины использованного газа на данном нефтегазодобывающем предприятии к объему его промышленной категории (за определенный период времени). Этот коэффициент является основным при учете производственной деятельности предприятия.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГАЗОВЫХ ФАКТОРОВ

3.1. Определение газовых факторов по скважинам и объектам должно осуществляться систематически согласно планам-графикам, утвержденным руководством нефтегазодобывающего предприятия.

3.2. Газовые факторы следует систематически определять для:

а) отдельных скважин;

б) группы скважин, эксплуатирующих один объект разработки (что необходимо для более точного учета движения запасов газа в разрабатываемых объектах);

в) отдельных ступеней сепарационных систем нефтегазодобывающего предприятия.

3.3. Определение газовых факторов отдельных скважин в зависимости от условий их эксплуатации осуществляется:

— с помощью групповых замерных установок типа «Спутник» (с последующим дифференциальным разгазированием в лабораторных условиях пробы жидкости, взятой на выходе из сепаратора);

— непосредственным измерением количеств газа и нефти на передвижных замерно-сепарационных установках;

— исследованием глубинных проб нефти, режим разгазирования которых до стандартных условий должен соответствовать режимам сепарации на промысле;

— расчетом по константам фазового равновесия газонефтяных систем с применением метода материального баланса;

— сравнением компонентных составов проб нефти и газа по ступеням сепарации;

— методом исследования рекомбинированных проб нефти и газа.

3.4. Определение величин газовых факторов проводится по кривым дифференциального разгазирования поверхностных (взятых из сепараторов) или глубинных проб нефти с включением точек разгазирования, определяющих параметры промысловой системы сепарации данного месторождения и доведенных до стандартных условий.

Такая же методика должна соблюдаться и при определении газовых факторов расчетным методом.

3.5. Наряду с количественным определением газового фактора следует систематически определять компонентные составы газа по опорным скважинам и на их основе по отдельным объектам разработки, ступеням сепарации и по нефтегазодобывающему предприятию в целом. Периодичность определения устанавливается руководством предприятия.

3.6. Результаты определения газовых факторов должны фиксироваться в рабочих журналах и специальных книгах, которые являются официальными документами, на основании которых определяются количества растворенного газа, осуществляется контроль за состоянием объекта разработки и промысловых сепарационных систем.

3.7. При осуществлении промышленных экспериментов по воздействию различными методами на продуктивные объекты с целью повышения нефтеотдачи или интенсификации их разработки, определения количественного и качественного состава газа производят согласно графику по специальным методикам.

3.8. Определения газовых факторов ступеней сепарации должны осуществляться систематически по графикам, утвержденным руководством предприятия.

3.9. Определение газовых факторов всей данной системы сепарации производится путем суммирования величин газовых факторов отдельных ступеней сепарации.

Одновременно с измерениями расхода жидкостей и количества отсепарированного газа в рабочих журналах следует фиксировать все случаи аварий, происшедших с трубопроводами, как до первой ступени, так и между ступенями сепарации с оценкой количества потерянных нефти и газа.

3.10. Газовый фактор нефтегазодобывающего предприятия находится путем деления количества газа, отсепарированного за рассматриваемый период времени на всех ступенях сепарации всех сепарационных систем данного предприятия (с прибавлением количества газа, которое содержится в нефти последней ступени сепарации) на добычу нефти предприятия за тот же период времени.

3.11. Количество газа, на основе которого исчисляются газовые факторы нефтегазодобывающего предприятия и ступеней промысловой системы сепарации, должны, главным образом, определяться с помощью стандартных измерительных приборов, установленных на всех сепарационных установках и аппаратах, представляющих отдельные ступени сепарации.

3.12. При определении газовых факторов следует пользоваться действующей нормативно-технической документацией.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГАЗОВЫХ ФАКТОРОВ НА НОВЫХ НЕОБУСТРОЕННЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

а) На стадии разведки

4.1. На стадии разведки нефтяного месторождения газовый фактор объекта разработки должен определяться путем разгазирования проб пластовой нефти, взятых из нескольких опорных скважин, представляющих данный объект разработки.

4.2. Отбор глубинных проб нефти для определения газового фактора методом их дифференциального разгазирования производят из скважин, работающих при забойном давлении, превышающем давление насыщения, в соответствии с инструкциями по применению пробоотборника (ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти»).

4.3. Глубинные пробы для определения газового фактора следует отбирать из скважин, равномерно распределенных по нефтеносной площади пласта. Если пласт разбит на отдельные блоки, то глубинные пробы отбирают из каждого блока. Количество проб по каждой скважине должно быть не менее трех.

4.4. Количество и номера опорных скважин, из которых предполагается отбирать глубинные пробы, определяет геологическая служба предприятия. Количество контрольных скважин по каждому из объектов разработки также должно быть не менее трех.

4.5. Газовый фактор следует определять отдельно по каждому из объектов разработки, выделенных при подсчете запасов нефти и газа.

Читайте также:  Способы ведения финансового учета это стоимостное измерение

4.6. Для определения газовых факторов необустроенных месторождений в нефтегазодобывающем районе, в котором разрабатываются ранее открытые месторождения, условия разгазирования глубинных проб могут быть приняты по аналогии с ближайшими действующими нефтегазосборными системами при условии, что новое месторождение по своим геологофизическим характеристикам близко к разрабатываемым.

4.7. Для необустроенных месторождений в совершенно новом нефтедобывающем районе, где не разрабатываются продуктивные пласты, условия разгазирования глубинных проб следует принять совместным решением проектной организации и руководством нефтегазодобывающего предприятия.

б) При освоении и вводе в промышленную разработку

4.8. При многоступенчатой сепарации принятой или предполагаемой к созданию на данном месторождении, разгазирование проб пластовой нефти для определения газового фактора скважины производят по следующей методике.

В сосуд (бомбу) равновесия, снабженный плунжером (или поршнем), помещают пробу пластовой нефти, после чего содержимое сосуда приводят к равновесию при давлении и температуре, соответствующих предполагаемым условиям в сепараторе I -ой ступени. Далее, путем перемещения поршня, из сосуда при постоянных давлении и температуре, полностью удаляют образовавшуюся газовую фазу, замеряя при этом ее количество. Оставшуюся в сосуде жидкую фазу приводят к равновесию при новых условиях, соответствующих давлению и температуре в сепараторе II -ой ступени, после чего образовавшуюся газовую фазу вновь удаляют из сосуда равновесия, замеряя ее количество и т.д. Как указывалось выше, операции, имитирующие процессы разгазирования и сепарации, должны соответствовать фактическим, предполагаемым или запроектированным количеству ступеней и режимам сепарации на промысле.

Величина газового фактора определяется как частное от деления суммарного объема газа (в ст. м 3 ) отделившегося на всех ступенях сепарации, а также газа, который выделится из нефти последней ступени при ее разгазировании до стандартных условий на количество чистой нефти (в тоннах), полученной в результате полного разгазирования. Величину определенного таким образом газового фактора закладывают и в расчет запасов газа.

4.9. При определении газовых факторов по отдельным скважинам одного объекта разработки с помощью замерно-сепарационных установок давление и температура в первых сепараторах этих установок при исследовании должны поддерживаться на уровне давлений и температуры первой ступени будущей сепарационной системы промысла. Отобранные из остальных сепараторов пробы, с целью определения количества газа, оставшегося в растворенном состоянии в пластовых жидкостях, следует разгазировать на режимах, строго соответствующих реальным условиям промысловой сепарации на будущих промыслах и прибавить количество газа, которое выделится из нефти последней ступени, когда конечные давления и температуры разгазирования пробы станут равными стандартным.

4.10. Для расчетов и определения газовых факторов по месторождениям рекомендуется принимать:

— три ступени сепарации;

— давление первой ступени 0,6-1,0 МПа (абс.);

— давление второй ступени 0,25-0,30 МПа (абс.);

— давление третьей ступени 0,105 МПа (абс.);

— температуру флюидов на всех ступенях сепарации — по расчету, принятому в проекте обустройства.

4.11. При определении газовых факторов отдельных ступеней сепарации, скважин и объектов разработки необходимо одновременно определять и физико-химические свойства нефтей и газов. Все анализы нефтей и газов должны производиться согласно действующим инструкциям.

4.12. При определении газового фактора путем разгазирования глубинных проб достоверность исследований контролируют сравнением результатов, полученных при ступенчатом разгазировании нескольких одновременно отобранных глубинных проб по каждой из скважин.

Отличие содержания различных компонентов и величин газового фактора при разгазировании отдельных глубинных проб не должно превышать 10 %.

4.13. Условия разгазирования проб, результаты определения газовых факторов, составы выделившихся газов и другие характеристики нефти до и после ее разгазирования записываются в рабочих журналах и таблицах.

5. ПРОМЫШЛЕННЫЕ И НЕПРОМЫШЛЕННЫЕ ОБЪЕМЫ ГАЗА

5.1. Разделение газа на промышленные и непромышленные объемы выполняется на основе оценки экономической эффективности капитальных вложений и эксплуатационных затрат по объектам, которые необходимо создать для использования газа.

5.2. Использование извлеченного количества газа экономически оправдано с народнохозяйственных позиций, если коэффициент экономической эффективности капитальных вложений ( Экв) на осуществление мероприятий по подготовке, сбору, транспорту и переработке этого газа в пределах предприятий нефтяной промышленности не ниже 0,1.

Примечание: Так как данный норматив определен на базе действующих (планируемых) цен, то он подлежит пересмотру при их изменении.

5.3. К основным причинам, определяющим нерентабельность использования газа, относятся:

а) низкая калорийность газа;

б) наличие в газе агрессивных примесей, предопределяющих необходимость создания специальных дорогостоящих очистных сооружений с целью его использования;

в) малые объемы газа;

г) большая отдаленность и вызванные этим обстоятельством чрезмерно высокие издержки на сооружение по сбору, подготовке и транспорту газа от промысла до мест его потребления.

5.4. Газ, в котором азота и углекислоты содержится более 60 %, считается негорючим и в промышленные категории не включается.

5.5. На месторождениях с небольшими объемами добычи нефти и низким газовым фактором, где затраты на строительство в эксплуатацию объектов сбора, подготовки и транспорта велики, объемы газа считаются непромышленными.

5.6. Определение той части извлеченного количества газа, которая будет отнесена к категории непромышленных, решается ежегодно перед составлением плана нефтедобывающего предприятия на основании расчета экономической целесообразности использования этого газа.

5.7. Предел экономической эффективности использования газа, как правило, устанавливается с учетом затрат по всему циклу производства продуктов, вырабатываемых из него, включая как газоперерабатывающее производство, так и транспорт этих продуктов до потребителя* ) .

* ) Если переработка газа не предусматривается, то затраты на нее и стоимость продуктов переработки газа не учитывается.

Капитальные вложения и эксплуатационные расходы на извлечение газа в комплексных процессах добычи нефти (строительство и эксплуатация нефтяных скважин и нефтегазосборных систем, общепромысловые и другие затраты), которые имеют место независимо от того используется или не используется газ, при определении предела экономической эффективности не учитываются.

5.8. Расчет предела экономической эффективности использования газа производится по форме, приведенной в таблицах 1 и 2.

5.9. К промышленным объемам газа данного месторождения должны относиться только те его объемы при использовании которых (с применением современной техники и технологии) выдерживается условие:

где Экв — коэффициент экономической эффективности капитальных вложений;

П — совокупная товарная продукция в оптовых ценах предприятия, полученная при подготовке, сборе, транспорте и переработке газа, руб. (руб/1000 куб. м);

С — эксплуатационные расходы (себестоимость) подготовки, сбора, транспорта и переработки газа, руб. (руб/1000 куб. м);

К — капитальные вложения (удельные капитальные вложения) на осуществление мероприятий по сбору, подготовке, транспорту и переработке газа, руб. (руб/1000 куб. м).

5.10. Расчет промышленных объемов газа в нефтегазодобывающем районе должен производиться по месторождениям на базе соответствующего технико-экономического обоснования коэффициентов экономической эффективности капитальных вложений, необходимых для вовлечения извлеченного газа в использование.

5.11. Непромышленные объемы газа на определенный период устанавливаются в откорректированных технологических схемах разработки и обустройства месторождений и утверждаются в установленном порядке.

ПРИМЕР
расчета коэффициента предельной эффективности использования газа

Цена и удельные затраты на единицу продукции

Источник