Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Газонасыщенность нефти это


Газосодержание нефтей и давление насыщения нефти газом — Студопедия.Нет

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 2

От количества растворенного в нефти газа зависят многие ее свойства: плотность, вязкость и др. Свойства нефти в пластовых условиях будут существенно изменяться за счет растворения в ней нефтяного газа, количество которого зависит от пластовых температур (Тпл), давлений (Рпл) и от давления насыщения газонефтяных залежей.

Газосодержание (газонасыщенность)пластовой нефти G - это объем газа растворенного в 1м3 объема пластовой нефти. Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300-500 м3/м3 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30-100 м3/м3. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8-10 м3/м3.

Давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщениянефти газом.

Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии, залежь имеет "газовую" шапку. Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть "недонасыщена" газом и весь газ растворён в нефти. Давление насыщения может соответствовать пластовому давлению, при этом нефть будет полностью насыщена газом.

Давлением насыщенияпластовой нефти называют максимальноедавление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия. Давление насыщения зависит от соотношения объёмов нефти и растворенного газа, их состава и пластовой температуры. С увеличением молекулярной массы нефти (плотности) этот параметр увеличивается, при всех прочих равных условиях. С увеличением в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.

В пластовых условиях давление насыщения может соответствовать пластовому давлению (нефть полностью насыщена газом) или быть меньше его (нефть недонасыщена газом). Большинство месторождений Томской области и в целом Западной Сибири являются недонасыщенными залежами.

Пробы нефти, отобранные на одной и той же залежи, показывают часто разное давление насыщения. Это объясняется изменением свойств и состава нефти и газа в пределах залежи.

Объемный коэффициент.

С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент(b), характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации[4]. Увеличение пластового давления до давления насыщения приводит к увеличению количества растворенного в нефти газа и как следствие к увеличению величины объёмного коэффициента. Объёмный коэффициент определяется по глубинным пробам.

Для большинства месторождений величина b изменяется в диапазоне 1,07-1,3. Для месторождений Западной Сибири величина b колеблется от 1,1 до 1,2.

Содержание воды.

Нефть добывается из скважин не в чистом виде, а виде смеси с пластовой водой и попутным газом. Содержание воды сильно влияет как на работу скважины, так и на промысловое оборудование. По количеству поступающей из скважины воды (%воды) и её составу можно судить о процессах, происходящих в скважине. Чем выше содержание пластовой воды в нефти и минерализация этой воды (содержание солей) тем в более сложных условиях приходится эксплуатировать скважинное оборудование. Контроль над содержанием пластовой воды в нефти и её составом осуществляется по результатам анализа проб нефти (устьевой или глубинной пробы).

Содержание механических примесей.

Присутствие механических примесей объясняется условиями залегания нефти и способами ее добычи. Механические примеси нефти состоят из взвешенных в ней частиц твердых пород. При эксплуатации скважины механические частицы, содержащиеся в нефти и выносимый из пласта песок, способствуют износу подземного и наземного оборудования скважин, а также отлагаются на забое, образуя пробки.

Содержание серы.

Сера и ее соединения являются постоянными составляющими частями сырой нефти. По химической природе это соединения сульфидов, гомологов тиофана и тиофена. Кроме указанных соединений, в нефти встречаются сероводород, меркаптаны и дисульфиды.

Меркаптаны или тиоспирты — легколетучие жидкости с чрезвычайно отвратительным запахом; сульфиды или тиоэфиры — нейтральные вещества, которые не растворяются в воде, но растворяются в нефтепродуктах; дисульфиды или полисульфиды — тяжелые жидкости с неприятным запахом, легко растворяющиеся в нефтепродуктах и очень мало — в воде; тиофен — жидкость, не растворяющаяся в воде.

Соединения серы в нефти, как правило, являются вредной примесью. Они токсичны, имеют неприятный запах, способствуют отложению смол, в соединениях с водой вызывают интенсивную коррозию металла. Особенно в этом отношении опасны сероводород и меркаптаны. Они обладают высокой коррозийной способностью, разрушают цветные металлы и железо.

Наличие парафина.

При добыче парафинсодержащей нефти, на стенках труб, а также на деталях оборудования часто откладывается парафин. Это объясняется тем, что температура стенок труб может быть ниже, чем у перекачиваемой жидкости, а также тем, что частицы парафина, выделившиеся из нефти, вследствие высокой концентрации или колебания температуры на различных участках трубопровода, прилипают к его стенкам. Это приводит к уменьшению эффективного сечения труб и оборудования, что в свою очередь требует повышения давления для поддержания необходимого расхода (объема протекающей жидкости) и может привести к снижению производительности всей системы.

Нефть относится к горючим жидкостям. Выделяющиеся из нее пары и газы обладают удушающими и наркотическими свойствами. По степени воздействия на организм нефть относится к III классу опасности по ГОСТ 12.1.005-88. Первые признаки отравления человека: возбуждение, оглушение, сужение зрачков, замедление пульма до 40-50 ударов в минуту, рвота, слюнотечение, позже – сон в течение нескольких часов, на другой день – замедление пульса, легкое повышение температуры. Возможны пневмония и потеря памяти после тяжелых отравлений.

Нефтяной попутный газ относится к воспламеняющимся газам. Является сильным наркотиком. По степени воздействия на организм относится к IV классу опасности. Первые признаки отравления человека: учащение пульса, увеличение объема дыхания, ослабление внимания и координации. При более сильном отравлении – рвота, головная боль, слабость, бледность, глухие тоны сердца, низкое кровяное давление, ослабление брюшных рефлексов, потеря сознания. Вдыхание газа может вызвать меланодермию – покраснение, зуд, позднее сетчатую или пятнистую пигментацию кожи.

При предполагаемом возможном аварийном разливе нефти в результате загрязнения природной среды углеводородами и другими разнообразными токсинами возможна деградация сформировавшихся природных биогеоценозов.

Нефть, попадая в почву, вызывает значительные, порой необратимые изменения ее свойств, которые влекут за собой ухудшение состояния растительности и биопродуктивности земель. В результате нарушения почвенного покрова и растительности усиливаются нежелательные природные процессы - эрозия почв, её деградация.

Аварийные разливы нефти также оказывают вредное воздействие на биологическую активность почвы: снижаются показатели структурности, уменьшается содержание гумуса, численность и качественный состав основных групп микроорганизмов почвы, некоторые виды которых, способствовавшие гумусообразованию, угнетаются и исчезают.

Загрязнение нефтью отличается от многих других антропогенных воздействий тем, что оно дает не постепенную, а, как правило, «залповую» нагрузку на среду, вызывая быструю ответную реакцию.

 

Физико-химические свойства нефти:                                                       

 

Наименование свойств Нефть
Плотность, г/см3 0,848
Вязкость кинематическая, сст 6,34
Содержание парафина, % 1,7
Содержание серы, % 0,4
Содержание воды, % До 90
Температура самовоспламе-нения, гр.С 300-400
Газовый фактор, м3/тн До 250
ПДК, мг/м3 300

 

[1] Все горючие полезные ископаемые подразделяются на два больших ряда: угольный и нефтяной. Нефть и газ — подвижные вещества, тогда как угли образуют твердые тела (угольные пласты).

[2] Флюоресцировать [лат.;] — физ. светиться, испускать лучи после того, как тело подверглось воздействию света; флюоресценция происходит в течение очень короткого времени после освещения (порядка 10~8 с).

[3] Фракциями называются соединения, испаряющиеся в заданном промежутке температуры.

[4] Объём нефти после дегазации меньше объёма пластовой нефти, поэтому объёмный коэффициент больше 1.

Дата добавления: 2018-04-05; просмотров: 37; ЗАКАЗАТЬ РАБОТУ

⇐ Предыдущая12

studopedia.net

Давление насыщения нефти газом

Давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщениянефти газом.

Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии, залежь имеет "газовую" шапку. Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть "недонасыщена" газом и весь газ растворён в нефти. Давление насыщения может соответствовать пластовому давлению, при этом нефть будет полностью насыщена газом.

Давлением насыщенияпластовой нефти называют максимальноедавление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия. Давление насыщения зависит от соотношения объёмов нефти и растворенного газа, их состава и пластовой температуры. С увеличением молекулярной массы нефти (плотности) этот параметр увеличивается, при всех прочих равных условиях. С увеличением в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.

С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличивается (рис. 4.7.).

 

Рис. 4.7. Зависимость насыщения пластовой нефти Новодмитриевского месторождения от температуры

 

В пластовых условиях давление насыщения может соответствовать пластовому давлению (нефть полностью насыщена газом) или быть меньше его (нефть недонасыщена газом). Большинство месторождений Томской области и в целом Западной Сибири являются недонасыщенными залежами.

Пробы нефти, отобранные на одной и той же залежи, показывают часто разное давление насыщения. Это объясняется изменением свойств и состава нефти и газа в пределах залежи.

 

Сжимаемость нефти

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости (b) или объёмной упругости:

. (4.14)

Коэффициент сжимаемости зависит от температуры (рис. 4.8), давления (рис. 4.9), состава нефти и газового фактора.

 

Рис. 4.9. Зависимость коэффициента сжимаемости от давления и температуры для нефти плотностью 800 кг/м3 Новодмитриевского месторождения  
Рис. 4.8. Зависимость коэффициента сжимаемости от температуры нефти Новодмитриевского месторождения

 

 

Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (b ≈ 0,4-0,7 ГПа-1), а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа-1). Следовательно, с увеличением плотности нефти коэффициент сжимаемости уменьшается, а с увеличением количества растворенного углеводородного газа коэффициент сжимаемости нефти возрастает. Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, которые находятся в пластовых условиях, близких к критическим. Возрастание пластовой температуры вызывает увеличение коэффициентом сжимаемости.

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Увеличение - газонасыщенность - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Увеличение - газонасыщенность

Cтраница 1

Увеличение газонасыщенности еще не достигло точки начала движения газовой фазы, но уже существенно снижает фазовую проницаемость нефти, уменьшая ее дебит, а следовательно, и количество растворенного газа, поступающего вместе с нефтью в скважину. Прорыв конуса газа in шапки в горизонтальный ствол происходит через 2 5 месяца после пуска скважины, вызывая стремительное нарастание дебита скважины по газу. Через 1 год работы скважины начинается снижение дебита газа, обусловленное падением давления в шапке. В результате интенсивной дегазации нефти, вызванной падением давления в газовой шапке, газ в нефтяной оторочке становится подвижным, и после 2 1 года работы скважины ( точка Аг), когда он стал подвижным во всем нефтенасыщенном объеме, происходит нарастание его дебита. После 4 2 лет разработки элемента ( точка Сз) дегазация нефти становится менее интенсивной, при этом средневзвешенное давление в газовой шапке составляет 5 71МПа, что вызывает резкое снижение дебита газа.  [1]

Увеличение газонасыщенности нефтяных пластов в процессе воздействия газом свидетельствует об охвате их вытеснением.  [3]

В дальнейшем с увеличением газонасыщенности выше критического значения, практически во всем пласте газ течет быстрее нефти, что подтверждается высокими газонефтяными факторами. С этого момента процесс выделения газа из нефти в пласте больше напоминает дифференциальное дегазирование.  [4]

Опыты показали, что увеличение газонасыщенности, наряду с увеличением квазигомогенности потока, приводит к уменьшению плотности смеси. На рис. 88 приведена зависимость отношений плотностей ( у) от отношений величины газонасыщенностей ( ф) до и после обработки жидкой фазы полимерными добавками.  [5]

Уменьшение кавитационного запаса насоса при увеличении газонасыщенности смеси ( рис. 4.4) свидетельствует о возрастании кави-тационной прочности жидкости по мере насыщения ее газом. Видимо, при этом в смеси происходит изменение средних размеров зародышей по мере роста давления насыщения.  [7]

Из приведенных условий следует, что увеличение газонасыщенности жидкости приводит к росту размеров кавитационных полостей. Однако в этом направлении проведено очень мало исследований. Он проводил опыты с поддувом в кавитационную зону воздуха в установках двух типов - ротационной и проточной; в обоих случаях были получены принципиально одинаковые результаты. Проточное устройство Расмуссена по принципу действия напоминает установку Шальнева. Установка представляет собой диск на вертикальной оси, помещенный в бак с водой. В диске вблизи обода по обе стороны от оси имеются два отверстия б диаметром 18 мм. За этими отверстиями по ходу вращения диска устанавливают испытуемые образцы.  [8]

R) показывает, что с увеличением газонасыщенности смеси объем газовой шапки увеличивается.  [10]

В пространственном размещении залежей нефти и газа отмечается закономерность увеличения газонасыщенности продуктивных горизонтов среднего плиоцена в направлении их регионального погружения в сторону внутренней части Южно-Каспийской впадины, переход от нефтяных залежей к газонефтяным и газоконденсат-ным.  [12]

Интенсивное увеличение газового фактора в начальный период эксплуатации происходит вследствие увеличения газонасыщенности пласта и соответствующего увеличения фазовой проницаемости пород для газа.  [14]

При графоаналитическом способе расчета забойное давление при линейном законе растворимости будет занижено вследствие увеличения газонасыщенности и уменьшения плотности смеси на выбранных участках движения. Таким образом, определение коэффициента растворимости а по длине подъемника имеет большое значение для уточнения проектных дебитов жидкости, так как с уменьшением забойного давления ( при линейном законе растворимости газа) увеличиваются депрессия на пласт и дебит жидкости.  [15]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

Газонасыщенность - пластовая нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Газонасыщенность - пластовая нефть

Cтраница 2

Промышленной разработке залежей нефти небольших размеров должна предшествовать опытная разработка на естественном режиме с целью определения энергетической характеристики законтурной зоны и уточнения возможности последующей разработки без поддержания пластового давления. Условия, благоприятные для опытной разработки без поддержания пластового давления, - существенное превышение начального пластового давления над давлением насыщения, низкая газонасыщенность пластовой нефти.  [16]

Поскольку нефтяные месторождения разнообразны и по геологической характеристике, и по природным режимам, то и систему разработки следует выбирать с учетом многочисленных геолого-промысловых факторов. Большую роль при этом играют такие факторы, как размеры залежей и водонефтяных зон, глубина залегания пластов, тип коллектора, проницаемость и степень неоднородности пластов, вязкость и газонасыщенность пластовой нефти, начальное пластовое давление, разница в значениях начального пластового давления и давления насыщения. Значительные по размерам залежи, но имеющие небольшую ширину, разрабатывают, как правило, с применением законтурного заводнения.  [17]

Нефтяные месторождения СССР по геологической характеристике и природным режимам весьма многообразны, требуют дифференцированного выбора системы разработки нефтяных залежей. При оценке условий, влияющих на систему, в первую очередь учитывают размеры залежей и водонефтяных зон, глубину залегания пластов, тип коллектора, проницаемость и степень неоднородности пластов, вязкость и газонасыщенность пластовой нефти, начальное пластовое давление, разницу в значениях начального пластового давления и давления насыщения. Совокупность этих геологических факторов предопределяет возможность развития того или иного режима дренирования залежей и целесообразность применения искусственного воздействия на пласт.  [18]

Метод подсчета запасов нефти в пласте по уравнениям материального баланса основан на предположении, что свойства жидкостей и газов в пласте остаются такими же, как и у проб пластовых жидкостей, помещенных при лабораторных испытаниях в соответствующие условия. Однако это предположение вызывает серьезные сомнения, особенно в случае малопроницаемых пород. По-видимому, в этих условиях при снижении пластового давления и выделении газа из раствора в нефти, находящейся в пористой среде, остается больше газа, чем в нефти, находящейся в свободном состоянии в глубинном пробоотборнике при том же давлении. Кроме того, при чрезмерно высоких темпах извлечения газа из нефти в ней остается, по-видимому, повышенное количество растворенного газа. Это явление может быть названо гистерезисом растворения газа. Считается, что газонасыщенность пластовой нефти будет равна газонасыщенности этой же нефти, замеренной в лабораторных условиях, лишь в том случае, когда пластовое давление на несколько десятков атмосфер ниже давления, существовавшего в лабораторных условиях.  [19]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Давление насыщения нефти газом

Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором растворённый газ начинает выделяться из нефти при изотермическом её расширении в условиях термодинамического равновесия. В пластовых условиях до начала разработки залежи давление насыщения может соответствовать пластовому давлению (нефть полностью насыщена газом) или быть меньше его (нефть недонасыщена газом), но не может быть больше пластового давления.

Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому давлению, называются насыщенными. Если залежь имеет газовую шапку, то нефти, как правило, насыщенные.

Разница между Рпл и Рнас может изменяться в диапазоне от десятых долей до десятков МПа. Пробы нефти, отобранные из одной и той же залежи, имеют разные показатели по величине давления насыщения. Это связано с изменением состава газа и нефти и их свойств в пределах залежи. Давление насыщения зависит от пластовой температуры, соотношения объёмов нефти и растворенного газа, их состава и свойств. С повышением температуры давление насыщения может значительно увеличиваться (рис. 2.4)

С увеличением молекулярной массы нефти (плотности) этот параметр увеличивается при всех прочих равных условиях.

С увеличением в составе газа числа компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением

Рис.2.4

 

насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.

Большинство месторождений Томской области и в Западной Сибири являются недонасыщенными залежами.

Сжимаемость нефти

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, то есть способностью изменять свой объём под действием внешнего давления.

Уменьшение объёма нефти при увеличении давления характеризуется коэффициентом сжимаемости (βн) или объёмной упругости:

, (2.13)

где ∆V – уменьшение объёма нефти;

V – исходный объём нефти;

∆Р – увеличение давления.

Из выражения (2.13) следует, что коэффициент сжимаемости (βн) характеризует относительное изменение единицы объёма нефти при изменении давления на единицу.

Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (βн ≈ 0,4–0,7 ГПа–1), а легкие нефти со значительным содержанием растворенного газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа–1, приставка Г – гига → увеличение в 109).

Коэффициент сжимаемости нефти зависит от температуры (рис. 2.5). Возрастание пластовой температуры вызывает увеличение коэффициента сжимаемости (рис. 2.5, 2.6).

Рис.2.5 Рис 2.6

С уменьшением пластового давления до давления насыщения коэффициент сжимаемости нефти растёт, и такая закономерность продолжается вплоть до давления насыщения.

Коэффициент сжимаемости нефти зависит от состава нефти и величины газового фактора.

С увеличением плотности нефти коэффициент сжимаемости уменьшается, а с увеличением количества растворенного углеводородного газа в ней коэффициент сжимаемости нефти возрастает.

Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, которые находятся при пластовых условиях, близких к критическим, в частности нефтям, окаймляющим газоконденсатные залежи.

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Газонасыщенность

Cтраница 1

Газонасыщенность по ГИС определена по зависимости gW, f ( gRn), построенной по данным керна, отобранного в скв.  [1]

Газонасыщенность по высоте залежи изменяется незначительно. Доля прослоев, характеризующихся низкими К ( 50 % ], небольшая и приурочена к нижней части залежи, которая находится в непосредственной близости от ГВК.  [2]

Газонасыщенность дренажных ( сточных) вод определяется по следующей методике.  [3]

Газонасыщенность ф, в свою очередь, связана известным соотношением (1.7) со средней скоростью движения газовой фазы. С помощью зависимости (1.7) были вычислены скорости движения газа сквозь раствор, соответствующие различным значениям расхода газа и различным структурно-механическим свойствам исследуемых жидкостей.  [5]

Газонасыщенность рассчитана автором по формуле В.  [6]

Газонасыщенность для терригенной толщи нижнего карбона НЕ Александровской площади 22 м3 / т, на Туймазинской - 21 м3 / т Газонасыщенность нефти турнейского яруса составляет 21 м3 / т на обеих площадях.  [7]

Газонасыщенность и давление насыщения увеличиваются к сводовой части залежи.  [8]

Газонасыщенность изменяется качественно аналогично традиционному варианту разработки, однако по мере увеличения темпа отбора воды она возрастает.  [9]

Газонасыщенность при отборе воды растет быстрее, чем при традиционном варианте разработки, при этом газонасыщенность во втором варианте достигает максимума ( Si 0 42) при р 0 5 и затем несколько уменьшается.  [11]

Газонасыщенность возрастает со временем, но остается всегда меньше, чем в традиционном варианте. Это связано главным образом с отбором газа из вышележащей области пласта.  [12]

Газонасыщенность оказывает на кривую UGIJ то же влияние, что и нефте-насыщенность. Возможно, что газонасыщенность в большей степени уменьшает амплитуду U в глинистом песчанике, чем нефтенасыщенность, ввиду более высокой степени насыщенности породы газом.  [13]

Газонасыщенность стекломассы была установлена сопоставлением плотности и удельного веса проб.  [14]

Газонасыщенность флюса должна быть минимальной, так как выделение газа в процессе сварки приводит к разбрызгиванию металла и снижению устойчивости процесса.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Остаточная газонасыщенность - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Остаточная газонасыщенность

Cтраница 1

Остаточная газонасыщенность, являющаяся функцией времени, давления в обводненной зоне и других факторов, принимается постоянной для облегчения решения задачи.  [1]

Остаточная газонасыщенность уменьшается с увеличением отношения коэффициентов динамических вязкостей воды и газа, ухудшением смачивающих характеристик вытесняющей жидкости при адсорбции на поверхности породы органических веществ и при гидрофобизации пористой среды и увеличивается с ростом поверхностного натяжения на границе раздела фаз.  [2]

Остаточная газонасыщенность за фронтом вытеснения зависит от капиллярных сил, микронеоднородности пласта и соотношения вязкостей газа и воды. Коэффициент остаточной объемной газонасыщенности при капиллярном вытеснении газа водой сравним со значением при гидродинамическом вытеснении, так как скорости капиллярной пропитки часто значительно превосходят скорости вытеснения газа водой в процессе разработки месторождения.  [3]

Остаточная газонасыщенность не зависит от начального пластового давления.  [4]

Остаточная газонасыщенность тем выше, чем больше начальная.  [5]

Остаточная газонасыщенность обводненной зоны слагается из двух составляющих: микрозащемленного газа, насыщенность которого Sr является константой, зависящей только от емкостных свойств пористой среды; и макрозащем-ленного газа, насыщенность которого S вычисляется по приведенным выше формулам и зависит от свойств неоднородности среды и темпа вытеснения.  [7]

Коэффициент остаточной газонасыщенности практически не зависит от давления и температуры вытеснения газа водой.  [8]

Зависимость остаточной газонасыщенности от начальной, полученная по данным разработки ряда залежей делийского нефтяного месторождения, хорошо согласуется о результатами лабораторных экспериментов с начальной газонасщенностыо, создаваемой продувкой образна газом.  [9]

Коэффициент остаточной газонасыщенности Ког имеет принципиальное значение в решении задач оценки и распределения объемов внедрившейся в залежь воды в зависимости от класса качества коллектора, а также при определении коэффициента вытеснения, который в свою очередь, связан с оценкой коэффициента конечной газоотдачи. Коэффициент Ког систематически определялся на месторождении Медвежье в течение девяти лет по результатам временных замеров методом нейтронного гамма-каротажа ( НПО в пластах, находящихся ниже текущего ГВК, т.е. в обводненной части залежи. Его среднее значение составляет 0 2 доли единицы.  [10]

Максимального значения остаточная газонасыщенность ( в табл. 20 приведены значения s3 к моменту прорыва жидкостей на линии отбора) достигла в опытах по вытеснению газа водой из газоводо-насыщенных пластов. В этих же условиях она резко снижалась, если вытесняющим агентом служила нефть. При движении оторочек из нефти с повышенной вязкостью на их фронте, как отмечено ранее, формировался вал воды.  [11]

Так как остаточная газонасыщенность пласта не зависит от давления, то газоотдача будет больше для низких стабилизировавшихся пластовых давлений.  [12]

В уравнении (10.17) остаточная газонасыщенность выражена в %, а начальная водонасыщенность - в долях единицы.  [13]

С ростом коэффициента остаточной газонасыщенности фазовая проницаемость для воды уменьшается. После стабилизации коэффициента остаточной газонасыщенности проницаемость для воды практически не изменяется. Резкое увеличение коэффициента извлечения защемленного газа j3OCT при снижении давления происходит после достижения критической газонасыщен-ности, т.е. после того как защемленный газ становится подвижным. Достижение критической газонасыщенности происходило при снижении давления в модели на 25 - 35 % ( в разных опытах по-разному) по отно - uieHjiK) к давлению, при котором произошло ее заводнение.  [15]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru