Рост текущего газового фактора. Влияние растворенного в пластовой воде газа на общий объем добываемого со скважинной продукцией газа Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Н.А. Гультяева, зав. лабораторией физико-химического анализа, e-mail: Gultyaeva_NA@surgutneftegas.ru; В.И. Шилов, канд. техн. наук, начальник отдела физико-химии пластовыз систем;

О.В. Фоминых, канд. техн. наук, доцент кафедры рэнГМ тюмГнГУ, ведущий инженер зСФ ФГУп «вні/ІГни» (зС нефтегазовая секция ЦКр роснедр)

РОСТ ТЕКУЩЕГО ГАЗОВОГО ФАКТОРА. ВЛИЯНИЕ РАСТВОРЕННОГО В ПЛАСТОВОЙ ВОДЕ ГАЗА НА ОБЩИЙ ОБЪЕМ ДОБЫВАЕМОГО СО СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИЕЙ ГАЗА

Представлен метод прогнозирования K-значений для компонентов смесей природных углеводородов на примере фазового поведения газообразных сред нефтяных месторождений Западной Сибири. Настоящий метод обеспечивает наилучшее сочетание точности получаемых результатов и простоты выполнения вычисления. Взаимосвязь всех проектных характеристик обеспечивается посредством единства информационной базы, включающей минимальное число параметров, определяемых в условиях экспериимента. Метод рекомендуется для проектных расчетов состава многокомпонентной смеси после каждой ступени сепарации для нефти и газа.

Ключевые слова: газовый фактор, обводненность, растворенный в воде газ, компонентный состав, пластовая нефть.

Эффективность проекта в сфере добычи углеводородов в конечном счете определяется по прибыльности - чистой накопленной дисконтированной прибыли. В случае добычи нефти и газа изначально необходимо соотнести инвестиционные затраты на извлечение заданного объема нефтяного или газового сырья с планируемой прибылью от его реализации. В качестве критериев, определяющих на начальном этапе эффективность проекта, следует рассматривать множество факторов, в т.ч.: технико-экономическое обоснование геометрии сетки скважин; в случае многопластовой залежи - применение раздельного или совместного способа эксплуатации продуктивных пропластков; капитальные и эксплуатационные вложения;товарную привлекательность продукции скважин; затраты на проектирование и строительство систем сбора, подготовки и транспорта; цену единицы продукции на внешнем и внутреннем рынках; долю реализации продукции на внешнем и внутреннем рынках и т.д.

Практически все указанные критерии зависят от суммарного количества продукции, произведенной за время реализации нефтегазового проекта, поэтому решающим фактором на начальном этапе развития является надежность подсчета запасов, а в течение реализации проекта - соблюдение требований регламентов на рациональную разработку месторождений. Одним из основных критериев работы скважин является газонефтяной фактор, при достижении предельного значения которого эксплуатация участка согласно регламентным требованиям должна быть приостановлена. Формирование предельного отклонения происходит по отношению к величине начального гозового фактора (объема растворенного газа, м3, извлекаемого вместе с 1 т нефти, доведенной до товарных кондиций при сложившихся (или проектируемых) условиях сбора и подготовки продукции скважин на месторождении), принятого как среднее значение этого показателя по скважинам, исследованным на момент подсчета запасов.

Анализ текущего состояния, проводимый в рамках многочисленных программ по аудиту ресурсов газа, инициируемых внутренними распоряжениями в ОАО «Сургутнефтегаз», показывает, что по подавляющему большинству нефтяных залежей наблюдается возрастание газового фактора нефти по сравнению со значением этого показателя, принятым при подсчете запасов.

Динамика отклонений величин газовых факторов по отдельным залежам имеет положительную тенденцию, а абсолютные значения варьируют в широких пределах и к текущему моменту по различным объектам характеризуются интервалом от нескольких процентов до кратного возрастания по сравнению с начальными показателями. При этом в данном случае речь не идет о сложнопостроенных залежах (смешанных нефтяных с газовой или газоконденсатной «шапкой»), где неизбежен совместный отбор пластовой нефти и газа, в соотношениях, различных на этапах разработки.

Действующими нормативными документами по подсчету запасов ([3] от 1984 г.) регламентируется обоснование подсчет-ных параметров только по материалам комплексного исследования глубинных проб (альтернативные приемы обоснования и корректировки параметров не предусмотрены). Начальные запасы растворенного газа подсчитываются, а прогнозные ресурсы оцениваются объемным методом как произведение величины запасов нефти на величину усредненного газового фактора, определяемого на основании лабораторного разгазирования глубинных проб пластовой нефти, отобранных из скважин на момент подсчета запасов. Усреднение производится путем нахождения среднеарифметического по измеренным значениям газового фактора по пробам, признанным качественными. Подсчет запасов газа,растворенного в пластовой воде, не предусматривается регламентом. При этом водорастворенный газ из водонасыщенной части залежи способен существенно увеличить текущую добычу газа из нефтяных скважин при вовлечении в процесс добычи значительных объемов пластовой воды.

При разработке месторождения в режиме активного заводнения, когда пластовое давление и давление в призабойной зоне выше давления насыщения, при контактировании с нагнетаемой водой из газонасыщенной пластовой нефти извлекаются и переходят в водную фазу в основном двуокись углерода, метан и азот, обладающие более высокой растворимостью в воде, чем другие газовые компоненты нефти. Результаты расчетов процесса кратности диффузионного мас-сообмена с учетом растворимости газовых компонентов в воде показывают, что в период эксплуатации месторождения (например, в течение 25 лет) концентрация газовых компонентов в пластовой нефти может заметно снижаться.

Если учесть, что происходит опережающее движение воды относительно нефти, а размеры зон взаимодействия в общем сопоставимы с размерами залежи, то концентрация легких газовых компонентов в нефти будет уменьшаться значительно быстрее, увеличивая текущую добычу газа и

ухудшая свойства «остаточной» (не-добытой) нефти.

Воздействию воды подвергаются все участки продуктивного пласта, в разрезе которого продвигается нагнетаемая вода, лишенная газовых компонентов или недостаточно насыщенная ими. Так как время разработки месторождений значительно (десятки лет), влияние происходящих процессов на изменение характеристик пластовой нефти становится соизмеримым.

Описанный механизм дегазации пластовой нефти в условиях, когда забойное давление выше давления насыщения (поддержание пластового давления за счет закачки воды), существенно отличается от дегазации при дифференциальном разгазировании (эксплуатации залежи на истощение). По мере снижения давления в пласте в диапазоне ниже Рнас., когда происходит разгазирование, упругие газовые компоненты выделяются из жидкой фазы пропорционально

упругости их паров. При разработке месторождения в режиме заводнения, если пластовое давление и давление в призабойной зоне выше Рнас. (при отсутствии свободной газовой фазы), из нефти извлекаются в основном азот и метан, обладающие более высокой растворимостью в воде, чем другие газовые компоненты нефти. Константы фазового равновесия азота и метана в зависимости от температуры и давления могут различаться в 3 и более раз, тогда как растворимость их в воде - на 20-40%, что влияет на характер зависимости Рнас. нефти от снижения ее газосодержания. Моделирование процессов диффузионного массообмена и, собственно, растворимости газовых компонентов в воде показывает, что с увеличением контактирующего объема воды и времени контакта концентрация газовых компонентов в пластовой нефти может заметно снижаться. Если учесть, что происходит опережающее движение

Дебит жидкости, т/сут.

£

т

к

С

>5

со

о

Забойное давление, кг/см2

Рис.1. Текущие показатели газосодержания и обводненности нефти по промысловым замерам

0

1

>а

2

00

о

,о

гео

240

220

200

1В0

1в0

140

120

100

SO

60

40

20

о raFpepmsi а нвфп * ГФ раств. в eûde -а— Усредненный ГФ.

у газа, *Лт а, м3/т

¿аз,

м^/т

XS

И

о -------

20 0

■t» ~ 30.0

о

40.0

\

\

I

\

J.

I і I Í

'.Ч

50.0 60.0

Обводненность, %

70.0

80.0

S0.0

100.0

Рис. 2. Рост текущего газового фактора нефти при увеличении обводненности продукции скважин

Рис. 3. Изменение компонентного состава и газосодержания пластовой нефти с ростом обводненности

воды относительно нефти в условиях разработки реального, в большинстве случаев многослойного пласта, то концентрация газовых компонентов в нефти будет уменьшаться значительно быстрее, увеличивая текущую добычу

газа и ухудшая свойства «остаточной» (недобытой) нефти.

Анализ текущего состояния продукции скважин месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» показывает, что практически по всем объектам, находящимся в

поздней стадии разработки, где обводненность продукции скважин достигла 70% и выше, отмечено значительное превышение (для некоторых объектов кратное) величины добываемого газа от проектной величины.

Результаты проведенных промысловых и лабораторных исследований показали обоснованность выдвинутого положения о значительном влиянии заводнения, используемого для поддержания пластового давления, на изменение основных параметров пластовой нефти. На рисунке 1 представлены результаты промысловых замеров, выполненных передвижной замерной установкой АСМА на скважинах 1027, 1039 и 1043. Обводненность исследуемых скважин зафиксирована на уровне: для скв. 1027 - 76%, 1039 - 95% и 1043 - 90% соответственно. Усредненные по времени замера величины газовых факторов составили: для скважины 1027 - 95 м3/т, 1039 - 112 м3/т и 1043 - 188 м3/т соответственно. При этом значение проектного газового фактора, принятого по результатам дифференциального разгазирова-ния глубинных проб на начальной стадии разработки для пласта, эксплуатируемого этими скважинами, составляет 46 м3/т. То есть фактическая добыча газа на скважинах в 3-4 раза превышает проектное

значение, что в значительной степени (с учетом возрастающей тенденции) искажает текущую отчетность нефтегазового предприятия по освоению запасов, основанную на балансовых соотношениях всей добываемой продукции скважин, в т.ч. и по нефти.

Лабораторные исследования по изучению состава и свойств продукции скважин с повышенной обводненностью, проведенные на глубинных пробах, отобранных на скважинах Тромъ-еганского, Восточно-Тромъеганского, Западно-Камынского, Солкинского и Западно-Солкинского месторождений, в ходе реализации программ по аудиту ресурсов газа в пределах указанных месторождений представлены на рисунке 2. Анализ составов фаз, полученных в ходе проведенных экспериментов, показывает, что при обводненности выше 70% вклад растворенного в воде газа в суммарный объем добываемого газа значительно выше, чем растворенного в нефти газа. Компонентный состав водорастворенного

газа существенно отличается от состава газа, растворенного в нефти, что при выдержанных соотношениях газообразной продукции различной природы пропорционально вкладам обуславливает изменение состава всего добываемого газа. Процесс сопровождается увеличением содержания «легких» углеводородов (метан, этан), неуглеводородных газов, снижением компонентов состава С5+высш., уменьшением плотности, теплотворной способности, повышением метанового числа и т.п.

Для выявления закономерностей динамики изменения различных физических параметров пластовых нефтей с ростом обводненности в лабораторных условиях проведены эксперименты на рекомбинированных пробах пластовой нефти и воды. Моделирование пластовых условий и смесимости водонефтяной системы выполнены на безртутной установке высокого давления Chandler PVT system 3000G. В ходе исследования фиксировалось давление насыщения нефти газом (объемным методом), а также плотность и вязкость

О

кзит

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ

КОПЕЙСКИЙ ЗАВОД ИЗОЛЯЦИИ ТРУБ

HAHEÍ І-.НШ \Н Т И КОРРО Г ИО V IИЖР .Г (ДВУХ- И ТРЁХСЛОЙНЫХ) НА ОСНОВЕ

ЭКСТ РУДН POR МІНОГО ПОЛИЭТИЛЕНА НА В ДРУЖНУЮ ПОВЕРХНОСТЬ СТАЛЬНЫХ ТРУБ ДИАМЕТРОМ ОТ159Д0142ОММ.

жгіп: СЕННЕ ЛАКОКРАСОЧНЫХ ПОКРЫТИЙ НА НАРУЖНУЮ И ВНУТРЕННЮЮ ПОВЕРХНОСТЬ СТАЛЬНЫХ ТРУБ ДИАМЕТРОМ ОТ 159 ДО ММММ.ДЛЯ подземных И наземных трубопроводов в СООТВЕТСТВИИ

с проектом ниш требованиями заказчика,

і і н < І 11 ч■. 11 и ui гнутых отводов МЕТОДОМ ХОЛОДНОГО ГНУТЬЯ из СТАЛЬНЫХ труб диаметром ОТ 219 ДО 1410ММ

0< ...... IISOÜAI. В СОБСТВЕННОЙ ЛАВО РАТО РИН ПУТЕМ ПРОВЕДЕНИЯ:

- НЕРАЗРУШАЮЩЕГОУЗК И РЕНТГЕНОГРАФИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ И ПРОКАТА;

- СПЕКТРАЛЬНОГО ЛНЛЛ в JA ХИМИЧЕСКОГО COCI АН А МЕТАЛЛА;

- МЕХАНИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ;

- гггдрои< пытлний ТРУБ ДИАМЕТРОМ 72и И íuío ММ,

. вех í [Лион, или] гру в ВКЛЮЧАЕТ В СЕБЯ;

^ - ОЧИСТКА ОТ НАРУЖНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ТРУБ ВД ГИДРОКЛИНЕРОМ}

- ВНУТРЕННЯЯ ОЧИСТКА ТРУБ ЕЛ;

- ВИЗУАЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ КОНТРОЛЬ;

- МЕХАНИЧЕСКАЯ и ОГНЕВАЯ ТОРЦОВКА коп ион ТРУБ;

- РЕМОНТ КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ;

- НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ;

- ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА и МЕХАНИЧЕСКИХ свойств.

і : і > і ) ал к н и I ИЗ ТРУБЫ ДИАМЕТРОМ 159-141# ИМ, ДЛЯ ггспол ьзов\н ия В СТРОИТЕЛЬСТВЕ

ЖИЛЫХ И НЕЖИЛЫХ ПОМЕЩЕНИЙ. ДОРОЖНЫХ И ПОРТОВЫХ СООРУЖЕНИЙ, Л ТАКЖЕ В КАЧЕСТВЕ ОПОР ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ, КАК В ГРУНТЕ.ТАК И В ПРИБРЕЖНОЙ ЗОНЕ С ПОГРУЖЕНИЕМ В ПОДУ.

вся продукции ооо«кон г: й скин ja под изотяцип і руь» сертифицирована н соответствии С ГОСТ Р ВСО 9001-2001 и СТО ГАЗПРОМ чінл-іоог. ПРЕДПРИЯТИЕ ИМЕЕТ СЕРТИФИКАТ «ТРАНССЕРТ*, производство НА ооо «КОПЕЙСКИЙ завод изоляции ТРУБ» ОСУЩЕСТВЛЯЕТСЯ на (іпківаінні ту согласованных оао «вниист» гг ооо «вниигазч.

ЧЕЛЯБИНСКЛЯ ОБЛ., Г. КОПЕЙСК, УЛ. МЕЧНИКОВА. 1 на правах рекламы ....... ф\м , v-1 їм. ч. им,, 'їм-

E-MAIL: KZIT@KZnJlU WWW.KZIT.RÍ

40%

■ Обсодиеч16 6%

Обводнен ч вс ль ЗЛОХ □ ОБеацнен1м>с1ь51.6% ОбМДнвнчфСЪ 68 4% Обводнен тс <ь S3.6%

го

я S

20%

. П. I

S-e-£ ®

шт~г

-40%

■60%

30%

—ш

П II П = п

✓ s у / / / / /=j.

Наименование компонента в пластовой нефти

Рис. 4. Относительное изменение концентрации компонентов пластовой нефти с увеличением объема контактирующей воды

нефтяной фазы с помощью встроенного денситометра и электромагнитного вискозиметра. Компонентные составы газовой и нефтяной фазы определялись хроматографическими методами. Пластовая вода переводилась в систему под давлением выше пластового в нарастающем объеме, с выдерживанием при перемешивании каждой порции не менее 8 часов. Нефтяная фаза перепускалась в ячейку с плавающим поршнем (Float Cell 100 см3). Водная фаза сохранялась в Oil Cell. Из каждой ячейки последовательно часть пробы подавалась на газосепаратор-га-зомер с отбором проб для хроматографического исследования компонентного состава нефти и газа, полученного в результате разгазирования как нефти, так и воды, и определения физико-химических свойств нефти и воды. Объемы газа дегазации нефтяной и водной фаз измерялись посредством газомера при стандартных условиях (20 0С, 101,325 кПа). Результаты проведенных экспериментов показывают, что при повышении обводненности наблюдается диффузионный переход компонентов, преимущественно CO2, азота, метана, в водную фазу (рис.

3-4). Тем самым наблюдается практически селективное выделение легких компонентов в соотношении, полученном при раз-газировании остаточной после контакта с нефтью воды (1,84 м3/м3). На рисунке 5 представлена динамика изменения основных физико-химических характеристик пластовой нефти с увеличением обводненности. Так, увеличение вязкости на 30% при достижении 80% обводненности значительно снижает подвижность остаточных запасов нефти. Снижение давления насыщения газом способствует рага-зированию нефти в призабойной зоне скважины, что также негативно влияет на процесс извлечения нефти.

Решение проблемы контроля роста газовых факторов по сравнению с начальными значениями следует искать, основываясь на индивидуальных особенностях растворенного в нефти газа, объективно предопределенных начальным состоянием исходной (пластовой) смеси. Надежное построение адекватной модели пластового флюида обеспечивает корректное решение проектных и технологических задач на любой стадии разработки месторождения. Предла-

гаемая модель способна учитывать изменение состава и свойств пластовой нефти в процессе эксплуатации продуктивных залежей. Она основана на уравнении покомпонентного материального баланса углеводородной смеси (композиционная модель), записанном для I-го компонента в следующем виде: М(/).г,■ - Q.xi.dt - уффу.Л=М($сЪ , , (1) где М - начальные суммарные извлекаемые запасы в пересчете на пластовую нефть (нефть + газ в соотношении исходного газового фактора), т (моль); ф - суточная добыча нефти, т/сут. (моль/сут.);

у - газовый фактор, т.е. количество газа на единицу количества нефти; г, х, у- содержание /'-го компонента в пластовой нефти, дегазированной нефти и газе дегазации при определенных термобарических условиях (Р, 1) соответственно, доли (%);

( - время с начала промышленной эксплуатации месторождения, сут. Приведение концентрационных переменных в выражении (1) к условиям одной фазы осуществляется с использованием уравнений фазовых концен-

траций для /-го компонента углеводородной смеси: г

МЬъ - & '

.dt -

.(К, -1) +1

-<2 , у()) К— с= М№,, (2)

Ь+Ш -(К' -1) +1

где: К/ - константа фазового равновесия, определяющая соотношение /-го компонента между газовой и жидкой фазой при заданных термобарических условиях (Р, /).

1 I Мт. г,. 1п(2/) .Мт

т — -------- I-------— ------------ +

(1+Т) 1 бт бт

г,,к+1

+ \п(2,)+ \п(2,) .ут

2 ' (3)

2і,к

где индекс тк показывает шаг по времени для параметров добычи и газового фактора, которые являются исходными для тк+1 шага. При расчете в качестве базового следует принимать компонент с преобладающей концентрацией (чаще всего - метан); изменение содержания остальных компонентов рассчитывается для того же промежутка времени, которое вкладывалось в выражение (3) для базового компонента.

Полученный на шаге тк компонентный состав пластовой нефти, выраженный через сумму долей ,-ных компонентов, используется для расчета газового фактора на последующем шаге путем решения уравнения фазовых концентраций. Константы фазового равновесия, необходимые для решения, определяются на основании математических моделей,представленных уравнениями состояния, доказавших свою состоятельность при моделировании начальных условий.

На рисунке 6 представлены кривые, прогнозирующие изменение основных параметров для залежи со следующими начальными условиями: начальные извлекаемые запасы нефти - 10 000 тыс. т, начальный газовый фактор - 68,2 м3/т, объем добычи нефти - 500 т/сут., плотность дегазированной нефти - 860 кг/м3. Представленная на рисунке динамика обводненности продукции является формальным следствием заполнения объема отобранной пластовой нефти при заводнении. Растворение в закачиваемой воде газообразных компонентов

а) давление насыщения нефти газом при пластовой температуре

1

I----------.----------1-------------------------------.----------1----------,--------------------1

00 ГОЛ Л В пол 4 и и 10п ЙО.О ЁИ.П Мий

(МММРШНЮПЪ, Ні

б) плотность пластовой нефти при пластовой температуре

™.а

х**0 I-------------------------I--------------------------------------------------------------------------I-------------

йф ¡ЬЙ 20 Й ІЛЛ 40* 50 6 «и* ПА №4 «0«

аїіійдитамаіг.г, %

в) динамическая вязкость пластовой нефти при пластовой температуре

Рис. 5. Изменение основных свойств пластовой нефти с ростом обводненности

Рис. 6. Пример реализации «композиционной» модели пластовой нефти для прогнозирования изменения текущего и остаточного газосодержания нефти

с последующим влиянием на величину суммарного газового фактора можно учитывать с использованием уравнений состояния для трехфазных систем. При реализации «композиционной» модели пластовой нефти (рис. 3) отчетливо демонстрируются динамика таких показателей, как начальный газовый фактор нефти, текущий газовый фактор нефти и остаточный газовый фактор нефти.

Проиллюстрированные на рисунке 6 закономерности показывают, что величина текущего газового фактора (соотношение газ/нефть в добываемой продукции) в данном примере возрастает с 77 до 92 м3/т. При этом остаточный газовый фактор (соотношение запасов газа и нефти) падает, и вследствие непропорциональных начальному потенциалу газ/нефть исходной пластовой системы отборов фаз уменьшается практически до нуля на окончательной стадии разработки. Такого рода тенденции можно прогнозировать с учетом (1) для пластовых систем раз-

личного вещественного состава, варьируя динамикой отборов фаз. Изменение газового фактора (соотношение газ/нефть в пластовой нефти) влечет за собой изменения других свойств пластовой нефти, которые также поддаются прогнозированию, с использованием, например, изложенных моделей или их модификаций.

ВЫВОДЫ:

1. Результаты лабораторных работ позволили дать качественную оценку процессам массообмена в системе «нефть -газ - вода» при пластовых условиях. Экспериментально подтверждено снижение газонасыщенности нефти при контактировании пластовой системы с закачиваемой или недонасыщенной пластовой водой за счет обогащения водной фазы легкими газовыми компонентами. Переход легких компонентов нефти в водную фазу сопровождается повышением плотности и вязкости оставшейся в пласте нефти.

2. Обоснована вероятность роста промыслового газового фактора нефти при

повышенной обводненности продукции скважин за счет добычи водорастворенного газа, что может привести к расхождению плановых и фактических производственных показателей.

3. Проведенные исследования подтвердили существенное влияние роста обводненности на характеристики пластовой нефти, что на поздних стадиях эксплуатации месторождений в условиях активного заводнения приводит к ухудшению остаточных запасов нефти и к превышению проектных показателей по добыче попутного газа.

4. Дополнительный объем добычи газового сырья за счет водорастворенного газа не предусматривается действующими нормативными документами по подсчету запасов и составлению статистической отчетности [3-5].

ЛИТЕРАТУРА:

1. Шейх-АлиД.И. Изменение свойств пластовой нефти и газового фактора в процессе эксплуатации нефтяных месторождений.

- Уфа: БашНИПИнефть, 2001. - 140 с.

2. Амерханов И.М., Рейм Г.А., Гребнева С.Т., КатаеваМ.Р. Влияние закачиваемой воды

на параметры пластовой нефти // РНТС ВНИИОЭНГ. - Нефтепромысловое дело.

- 1976. - № 6.

3. Инструкция по учету добычи полезных ископаемых (газ горючий природный, газовый конденсат), заполнения ежемесячного эксплуатационного рапорта по добыче газа и газового конденсата, заполнения формы Федерального государственного

статистического наблюдения 6-ГР и раздела 6 формы 2-ТЭК.

4. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР (ГКЗ СССР)

материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов. - М.: ГКЗ СССР, 1984.

5. Временные методические рекомендации по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения № 6-гр (нефть, газ, компоненты), ведению федерального и сводных территориальных балансовых запасов. - М.: Росгеолфонд, 1996.

Fields development and operation

N.A. Gultyaeva, chief of laboratory of physical-chemical analysis, e-mail: GuLtyaeva_NA@surguthneftegas.ru; V.I. Shylov, candidate of technical science, chief of department of phisyc and chemistry of embedded systems; V.O. Fominyh, candidate of technical science, assotiate professor of oil and gas field development and operation department of Tyumen State Oil ans Gas University, Leading engineers of Western Siberian branch of Federal State Unitary Enterprise ALL-Russian Scientific Research Geologic Oil Institute (ZSF FGUP VNIGNI) (Western Siberian Oil and Gas Section of Central Development Comissin Rosnedr)

Rise in current gas factor. Influence of gas dissolved in oil-field water on total amount of gas prodused with gas flowstream

Presented is a method of prediction of K-values for components of natural hydrocarbons mixes on an example of phase behavior of oil fields fluids of Western Siberia. The method gives the best combination of accuracy of received results and simplicity of calculation performance. The interrelation of all designed characteristics is provided with unity of the base information including a minimum of experimentally determined parameters. The method is recommended for engineering flash calculations of oil and gas separation.

Keywords: GOR gas factor, water encroachment, gas dissolved in water, component analysis of gas, crude oil.

References:

1. Sheikh-ALi A.D. Izmenenie svoistv pLastovoi nefti i gazovogo faktora v protsesse ekspLuatatsii neftyanykh mestorozhdeniy (Change in behavior of base oiL and gas factor in the process of oiL field operation). - Ufa: BashNIPIneft, 2001. - 140 p.

2. Amerkhanov I.M., Reym G.A., Grebneva S.T., Katayeva M.R. VLiyanie zakachivaemoi vody na parametry pLastovoi nefti (InfLuence of injected water on the base oiL parameters) // RNTS VBIIOENG. - (NeftepromysLovoye DeLo). - 1976. - #6.

3. Istructions on accounting of mineraLs (naturaL fueL gas, gas condensate) production, fiLLing in of a monthLy production report on gas and gas

condensate production, fiLLing in of reporting form of the FederaL State Statistic Observations 6TP and Section 6 of form 2-ТЭК.

4. Instructions on appLication of deposit reserves, prospective and predicted oiL and fueL gas resources cLassification. Instructions on the content, execution and procedure of fiLing of materiaLs on oiL and fueL gas reserves counting with the state commission on mineraL reserves under the CounciL of Ministers of the USSR (GKZ SSSR). - M.: GKZ SSSR, 1984.

5. Temporary guideLines on fiLLing of the form of the FederaL State Statistic Observations 6TP (oiL, gas, components), vaintenance of the federaL and

consoLidated territoriaL baLance reserves. - M.: RosgeoLfond, 1996.

антикоррозионные системы покрытий 1\Ю\/АХ для нефтегазовой отрасли оборудование для нанесения Л КМ

окрасочное оборудование проходного и тупикового типа проектирование окрасочных производств комплексные окрасочные линии и участки автоматизация технологических процессов транспортные системы испытания ЛКМ и покрытий контрактное производство ЛКМ по ТУ заказчика