ОАО ИПФ «Сибнефтеавтоматика»

ПРОБЛЕМЫ УЧЕТА
РАСТВОРЕННОГО ПОПУТНОГО
НЕФТЯНОГО ГАЗА В
НЕФТЕДОБЫЧЕ
Абрамов Генрих Саакович
ООО «УК «ГМС»,
Управляющий директор ОАО ИПФ «Сибнефтеавтоматика»
625014, г. Тюмень, ул. Новаторов, 8, тел.: (3452) 225-460, факс 225-529,
e-mail: sibna@sibna.ru
www.sibna.ru
www.grouphms.ru
Рисунок 1
Формула 1
Формула 2
ж  н
W
в  н

в 

М н  М ж  1  W
ж 

Формула 3
 нг   нд  е
 в Г р
Таблица 1
Гр, м3/м3
1
3
5
10
15
 н , кг/м3
848,4
845,3
842,2
834,5
826,9
849,29
0,19
0,55
0,92
1,82
2,72
3,61
 
 нд   нг
100 , %
 нд
20
Формула 4
Г п  Г р  Г св
Формула 5
Измеряя с помощью счетчиков газа Гсв, а также зная Рнас и Рсеп,
можно вычислить Гп, а затем, используя формулу (4),
вычислить и Гр.
Формула 6
Формула 7
Г р  Г п  Г св  f  Г св , Рнас , Рсеп 
С

 Рс  
Г св  Г п  2,615  1,615  

 Ра  
 Рс  0,1 

Г р  Г п  
 Рн  0,1 
f
, нм3/т
, нм3/т
Рис. 2. Графики изменения параметров нефти от давления и температуры
Примечание:
Параметры нефти в области
выше давления насыщения
указаны при пластовой
температуре; в области ниже
давления насыщения плотность и
вязкость указаны с учетом
равномерного снижения
температуры от пластового
значения до 20 ºС
Предлагается для рассмотрения следующий алгоритм вычислений
показателей Г р , Г п ,  нг ,W , М н и Гп по измеренным и известным величинам
Qсвг , Рс , Рн ,  ж ,  в20
20

нд
и
, С и f.
1. По формулам (6, 7 и 3) вычисляются
2. По формуле (3) определяется
условиям (Рс и Тс).
 нг
Q рг
и
Q пг
.
с приведением к рабочим
3. По формуле (2) вычисляется обводненность с учетом


 нг ,
измеренной ж и в , приведенной к рабочим условиям.
4. По формуле (1) вычисляется массовый расход нефти с учетом
М нрг
растворенного газа
.
5. Вычисляется полный газовый фактор нефти по формуле:
Qпг
Гп 
М нрг
Формула 8
, нм3/т
Результаты вычислений представлены в таблицах 2, 3, 4, 5 и 6.
Таблица 2. Результаты измерений и вычислений дебитов попутного газа
Измеренные параметры
Расчетные величины дебитов
попутного газа, нм3\сут
растворенного газа, Гр суммарный дебит, Гп
Давление, Температура,
Дебит
Дебит по
№ Месторождение Номера Р , МПа
по
Т,
ºС
жидкости,
свободному
С
п/п
скважин
3
формуле 6
Qж, м /сут
газу
3
СВГ
Qг , нм /т
1
2
1
2
3
Кальчинское
4
5
6
7
8
9
ЮжноОхтеутское
10
11
12
13 Самотлорское
3
605
603
333
281
105
330
14
4
22
29
28
23
75347
4
1,79
1,85
1,02
1,55
0,98
1,00
0,32
0,39
0,70
0,72
0,71
0,71
1,00
5
52,4
36,6
33,0
70,0
37,0
38,0
48,5
30,0
19,8
21,8
28,5
24,7
26,2
6
90,4
66,8
61,3
183,7
58,9
65,2
119,0
84,2
25,3
44,9
63,5
44,4
45,1
7
1088
1251
4512
2792
2719
941
1226
3960
2032
6726
4946
3336
1305
8
695,8
817,0
2001,3
1629,6
1173,8
411,8
211,6
831,5
690,9
2335,2
1699,7
1146,4
571,6
по
формуле 7
9
460,9
544,2
1377,0
1016,0
802,6
288,0
289,2
967,8
692,4
2312,2
1738,5
1151,8
753,1
по
по
формуле 6 формуле 7
10
1783,8
2068,0
6513,3
4421,6
3892,8
1352,8
1437,6
4791,5
2722,9
9061,2
6645,7
4482,4
1876,6
11
1548,9
1795,2
5889,0
3808,0
3521,6
1229,0
1515,2
4927,8
2724,4
9038,2
6684,5
4487,8
2058,1
Таблица 3. Измеренные и расчетные значения обводненности по скважинам
11
996,4
1003,0
1001,0
989,0
1000,5
1002,2
1011,4
1029,5
1032,3
1031,9
1030,1
1031,2
1005,9
12
944,3
888,8
891,9
909,7
923,7
915,7
942,5
820,9
809,7
812,8
816,8
811,7
886,8
15
90,4
66,8
61,3
183,7
58,9
65,2
119,0
84,2
25,3
44,9
63,5
44,4
45,1
14
90,4
32,7
23,3
61,3
48,6
42,8
54,4
10,8
0
9,2
12,2
7,1
52,4
т/сут
QгСВГ
16
1088
1251
4512
2792
2719
941
1226
3960
2032
6726
4946
3336
1305
нм3/сут
13
62,3
13,6
9,1
43,7
39,6
25,0
62,7
0
0
0
0
0
21,9
Qж
Дебит по газу,
W (УЗМ) W(ВСН)
%
%
 жизм Обводненность
кс/м3
Плотность жидкости,
10
857,1
870,3
880,5
846,0
872,8
885,4
825,9
821,0
825,5
822,2
824,0
822,6
853,2
кг/м3
9
52,4
36,6
33,0
70,0
37,0
38,0
48,5
30,0
19,8
21,8
28,5
24,7
26,2
 вр
Дебит жидкости,
8
1,79
1,85
1,02
1,55
0,98
1,00
0,32
0,39
0,70
0,72
0,71
0,71
1,00
Плотность воды,
7
969,8
921,1
915,6
947,1
938,5
947,5
967,5
854,6
826,8
848,2
851,6
847,7
904,7
 нр
кг/м3
6
71,0
32,0
23,0
52,0
45,0
46,0
69,5
13,0
0,9
12,0
10,8
10,7
31,8
кг/м3
Давление, Р, МПа
кг/м3
Плотность воды,
5
1007
1007
1005
1009
1005
1007
1021
1032
1032
1032
1032
1032
1007
Плотность нефти,
4
878,6
880,7
888,9
880,0
884,0
897,0
846,5
828,1
824,9
823,1
829,8
825,6
857,0
ж
Результаты измерений УЗМ
Температура, Т оС
3
605
603
333
Кальчинское
281
105
330
14
4
Южно22
Охтеутское
29
28
23
Самотлорское 75347
Расчет плотности
жидкости,
2
в
Рабочие
условия
Обводненность,
WХАЛ, %
1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
н
кг/м3
№
п/п
Плотность нефти,
Месторождение
Номера скважин
Данные по ХАЛ
Расчетная
обводненность
с учетом
растворенного
газа,
Wр, %
Формула 7
17
63,6
17,2
19,8
44,4
45,4
27,8
63,2
3,1
2,5
12,1
4,6
3,2
29,4
Таблица 4. Оценка влияния растворенного газа на измерение (вычисление) обводненности нефти
№ Номера
п/п скважин
1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
Удельный
объем
растворенного
газа, Гр,
нм3/тн
Величина измеренной
обводненности, Wi
по
ХАЛ,
%
по
УЗМ,
%
по
ВСН,
%
Расчетная
Сравнение расчетной
обводненность обводненности нефти
с учетом
Wр с измерениями
растворенного
по
по
по
газа,
ХАЛ,
УЗМ,
ВСН,
Wр, %
+%
+%
+%
2
3
4
5
6
7
8
9
10
605
603
333
281
105
330
14
4
22
29
28
23
75347
460,9
544,2
1377,0
1016,0
802,6
288,0
289,2
967,8
692,4
2312,2
1738,5
1151,8
75347
71,0
32,0
23,0
52,0
45,0
46,0
69,5
13,0
0,9
12,0
10,8
10,7
31,8
62,3
13,6
9,1
43,7
39,6
25,0
62,7
0
0
0
0
0
21,9
90,4
32,7
23,3
61,3
48,6
42,8
54,4
10,8
0
9,2
12,2
7,1
52,4
63,6
17,2
19,8
44,4
45,4
27,8
63,2
3,1
2,5
12,1
4,6
3,2
29,4
+7,4
+14,8
+3,2
+7,6
-0,4
+18,2
+6,3
+9,9
-1,6
-0,1
+6,2
+7,5
2,4
-1,3
-3,6
-10,7
-0,7
-5,8
-2,8
-0,5
-3,1
-2,5
12,1
-4,6
-3,2
-7,5
+26,8
+15,5
+3,5
+16,9
+3,2
+15,0
-8,8
+7,7
-2,5
-2,9
+7,6
+3,9
+23,0
Таблица 5. Окончательные итоги пересчета дебита нефти Qн и газового фактора
№
п/п
1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
Измеряемые
Расчетные значения
Номера дебиты по Дебит по газу, Дебит по нефти, Qн, т/сут
Газовый фактор,
3
Месторождение скважины жидкости,
Гп, нм /сут
Гф, нм3/т
Qж , т/сут
формула 7 WХАЛ
WУЗМ формула 7 по ХАЛ по УЗМ формула 7
2
Кальчинское
ЮжноОхтеутское
Самотлорское
3
605
603
333
281
105
330
14
4
22
29
28
23
75347
4
90,4
66,8
61,3
183,7
58,9
65,2
119
84,2
25,3
44,9
63,5
44,4
45,1
5
1548,9
1795,2
5889,0
3808,0
3521,6
1229,0
1515,2
4927,8
2724,4
9038,2
6684,5
4487,8
2058,1
6
22,7
42,7
45,5
79,9
30,2
32,4
30,3
70,5
25,0
38,1
54,9
38,4
28,8
7
31,0
56,5
55,0
96,4
33,6
47,7
25,4
84,2
25,3
44,9
63,5
44,4
34,0
8
29,7
53,8
47,7
93,0
29,9
45,4
38,3
80,9
24,5
38,0
59,8
42,6
30,1
9
68,2
42,0
129,4
45,7
116,6
37,9
50,0
69,9
97,0
237,2
121,8
116,9
71,5
10
50,0
31,8
107,1
39,5
104,8
25,8
59,6
58,5
107,7
201,3
105,3
101,1
68,4
11
52,1
45,6
123,5
40,9
117,6
27,1
39,6
60,9
111,3
237,9
111,7
105,4
68,5
Таблица 6. Сводная таблица влияния растворенного газа по вычислениям Qн и Гф
№
п/п
1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
Отклонения расчетных значений Qн и Гф от измеренных по ХАЛ и УЗМ
Измеренные Расчетный
по дебиту нефти Qн, т/сут
по газовому фактору Гф, нм3/тн
Номера
дебиты
дебит по Расчетное
Расчетный
скважин жидкости,
газу,
с
учетом
Отклонения
Отклонения
Гф (по
Отклонения Отклонения
Qж,т/сут
Qпг ,нм3/сут
Гр,
по ХАЛ,%
по УЗМ,%
формуле
по ХАЛ,%
по УЗМ,%
(формула
7), нм3/тн
7)
2
605
603
333
281
105
330
14
4
22
29
28
23
75347
3
90,4
66,8
61,3
183,7
58,9
65,2
119
84,2
25,3
44,9
63,5
44,4
45,1
4
1548,9
1795,2
5889,0
3808,0
3521,6
1229,0
1515,2
4927,8
2724,8
9038,2
6684,5
4487,8
2058,1
5
29,7
53,8
47,7
93,0
29,9
45,4
38,3
80,9
24,5
38,0
59,8
42,6
30,1
6
-23,6
-20,6
-4,6
-6,5
+1,0
-28,6
-20,9
-16,3
+2,0
+0,3
-8,2
-9,9
-4,3
7
+4,4
+5,0
+15,3
+3,7
+12,4
+5,0
-33,7
+4,1
+3,3
+18,2
+6,2
+4,2
+13,0
8
52,1
45,6
123,5
40,9
117,6
27,1
39,6
60,9
111,3
237,9
111,7
105,4
68,5
9
+30,9
-7,9
+4,8
+11,7
-0,8
+39,8
+26,3
+14,8
-12,8
-0,3
+9,0
+10,9
+4,4
10
-4,0
-30,3
-13,3
-3,4
-10,9
-4,8
+50,5
-3,9
-3,2
-15,4
-5,8
-4,1
-0,1
Выводы
По представленным результатам исследований можно
сделать следующие выводы:
1. Измерения свободного (отсепарированного) ПНГ на
скважинах позволяют:
а) ввести поправки, учитывающие растворенную в нефти
часть газа для более точного учета добываемой нефти;
б) определять объемы добываемого с нефтью ПНГ и более
надежного сведения баланса объемов ПНГ по объектам
добычи.
2. Всем производителям измерительных установок
целесообразно заняться аналогичными исследованиями по
корректировке собственных методик измерений.
3. Для получения корректных поправок на растворенный
газ (по Qн и Гф) необходимо представлять надежные
данные по Рнас нефтей.