На высокообводненных объектах, находящихся на поздней стадии разработки, часто наблюдается не только рост обводненности продукции скважин, но и одновременное повышение газового фактора нефти до значений, превышающих принятые при подсчете запасов. Увеличение газового фактора обусловлено наличием газа, растворенного в попутно добываемой воде. Объем добываемого газа, растворенного в воде, нередко может быть сопоставимым или превышающим объем газа, растворенного в нефти, и может существенно влиять на расхождение утвержденных и фактических показателей добычи газа. Несмотря на имеющиеся научные работы в этом направлении, возможность прогнозирования и учета объемов такого газа не отражена в нормативных документах. В связи с этим актуальной задачей является разработка методики, которая позволит выполнять расчеты объемов растворенного в воде газа на основе замеряемых промысловых данных. При выполнении поставленной задачи важна обоснованность предположения о возможном влиянии газа, растворенного в попутно добываемой воде, на общую добычу скважинной продукции.
В статье представлен алгоритм расчета газосодержания пластовой воды для учета попутно добываемого газа, основанный на известных зависимостях растворимости основных газовых компонентов (метана и азота) с поправками, которые учитывают минерализацию попутно добываемой воды, растворимость метана в условиях пласта, а также константы фазового равновесия, зависящие от состава и параметров фаз. Для апробации разработанного алгоритма проведена серия расчетов. Выполнено сравнение результатов расчетов с данными лабораторных исследований массообмена между газонасыщенной нефтью и минерализованной водой и промысловыми замерами газового фактора продукции высокообводненных скважин.
Список литературы
1. Гультяева Н.А. Исследование причин поступления газа в добывающие нефтяные скважины и разработки методов идентификации его источников: дис. канд. техн. наук. – Тюмень, 2015. – 123 с.
2. О тенденциях в изменении газового фактора в процессе эксплуатации месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» / К.Е. Кордик, В.В. Шкандратов, А.Е. Бортников, С.А. Леонтьев // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 8. – С. 54–57.
3. Гультяева Н.А., Тощев Э.Н. Массообмен в системе нефть - газ - вода и его влияние на добычу нефтяного газа // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С.100–103.
4. Гультяева Н.А., Крикунов В.В. Влияние количества газа, растворенного в пластовой воде, на распределение объемов составляющих добываемой продукции скважин // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 8. – С. 40–43.
5. Методические рекомендации по комплексному изучению месторождений и подсчету запасов попутных полезных ископаемых компонентов. – М.: ФГУ «ГКЗ», 2007. – 15 с.
6. Влияние закачиваемой воды на параметры пластовой нефти / И.М. Амерханов, Г.А. Рейм, С.Т. Гребнева, М.Р. Катаева // Нефтепромысловое дело. – 1976. – № 6. – С. 16–18.
7. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. – М.: Недра, 1976. – 183 с.
8. Гультяева Н.А., Шилов В.И., Фоминых О.В. Рост текущего газового фактора. Влияние растворенного в пластовой воде газа на общий объем добываемого со скважинной продукцией газа // Территория Нефтегаз. – 2013. – № 9. – С. 50–57.
9. Dodson C.B., Standing M.B. Pressure – Volume – temperature solubility relation for natural gas – water mixtures. – Drilling and Products Practice: API, 1944.
10. Jones Park J. Petroleum Production. – Reinhold Publishing Corp., 1946. – 293 p.
11. Гультяева Н.А., Бобров Е.В. Влияние растворенного в воде газа на технологические показатели разработки месторождений углеводородов // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 4. – С. 52–54. – https://doi.org/10.24887/ 0028-2448-2018-04-52-54
