Analytical procedure of associated and dissolved gas separation at large field of Western Siberia
Authors: Уфимцева М.Н. , Бочкарев А.В. , Бондаренко О.А. , Грандов Д.В. 
Published: July 2024

Из опыта разработки нефтяных месторождений известно, что помимо естественной газовой шапки в пласте, в процессе разработки могут происходить вторичные процессы выделения растворенного газа с образованием по техногенным причинам участков его локализации в свободном состоянии. Данное обстоятельство, в т.ч. приводит к его прорывам к забоям добывающих скважин и значительно увеличивает промысловый газовый фактор (в отличие от утвержденного газосодержания). Соответственно, расчет добычи растворенного газа через утвержденное газосодержание не может быть признан корректным. На газонефтяных залежах, характеризующихся предельным насыщением, начальное пластовое давление практически соответствует давлению насыщения. Текущее пластовое давление за историю разработки зачастую ниже давления насыщения, даже при своевременной реализации системы поддержания пластового давления (ППД), и газ выделяется из нефти непосредственно в пласте, что приводит к увеличению промыслового газового фактора относительно утвержденного газосодержания. В этом случае, для того чтобы рассчитать историческую добычу растворенного газа, недостаточно использовать газосодержание, определённое в лабораторных условиях по глубинным пробам нефти. Необходимо также учитывать замеры промыслового газового фактора, проводимые непосредственно на скважинах передвижными многофазными замерными установками (МФЗУ) и замеры газа на объектах сбора (ДНС, КСП). Использование всей имеющейся промысловой информации позволит наиболее достоверно оценить объем добычи растворенного газа [1, 2]. В связи с чем возникает практическая необходимость в аналитическом инструменте, который позволял бы оперативно решать проблему разделения исторических и текущих объемов добываемой продукции.
From the experience of oil fields development, it is known that besides natural gas cap in formations, during field development there can be secondary processes of dissolved gas break out with technogenic formation of free gas containment areas. This, among other things, causes gas to breakthrough into bottomhole and drastically increase field gas-oil ratio (as opposed to approved gas content). Consequently, estimation of dissolved gas recovery based on approved gas content cannot be considered correct. Initial reservoir pressure virtually corresponds to bubble-point pressure in gas and oil reservoirs. Current reservoir pressure over production history often lower than bubble-point pressure even with on-time implementation of reservoir pressure maintenance system so gas breaks out directly within the reservoir which results in increase of field oil-gas ration relative to approved gas content. In such case it is not sufficient to use gas content determined from deep oil samples under laboratory conditions to calculate historical dissolved gas production data. It is also necessary to take into account field oil-gas ration measurements taken directly at the well using mobile multiphase metering unit (MPMU) as well as gas measurement at gathering points (BPS, gathering station). Utilization of all available field information will allow the most reliable estimation of dissolved gas recovery [1, 2]. Therefore, there is a practical need for an analytical tool that can quickly solve the problem of separating historical and current production data.